LCmexR335_es   PDF | 3.741 Mb

Distr.
RESTRINGIDA
LC/MEX/R.335
20 de diciembre de 1991
ORIGINAL: ESPAÑOL
C E P A L
Comisión Económica para América Latina y el Caribe
AMERICA CENTRAL: EVOLUCION Y PERSPECTIVAS DEL
SUBSECTOR ELECTRICO. PROPUESTAS PARA
AUMENTAR SU INTEGRACION
/ ^ C t O N E S u Nl0/¡ \
•O
*
\
1 1 JUN 2010
*
B I B L i o <"í=c:a\
CEPAL-M¿XfCO
_
fS
1
J E S /RIO
<r e'/ot
I S j- A J T F s I'S
DEL SUBSECTOR ELECTRICO
e/v e L
¿fflVí 1991
I
RESUMEN
£ à-
í
^
¿A-
Do
^
R> S
/£■**-
îtavü
yU ~tj*srb*v'i
¿£*- £?
C3 X 3 MtJ^
En 199j$ se acentuaron las tendencias observadas durante los:
■¿^
>
últimos años en el sector eléctrico del Istmo Centroamericano.
.
2*^
La capacida^^J^íistalada casi./no ha crecido a partir del segundo
q u i n q u e n i o . ^ evolución— que— ser -ha— acentuado fin 1990^. -donde solou^) „ yo
creció 0.5% para llegar a 41^5 MW, y donde solo Costa Rica #ss=ei(£_ „ >
--rúiJ±co= p arls "q u e aumentó ligeramente su capacidad hidroeléctrica en ;t
^s
el sistema interconectado.V^Cómportamiento/^-uebido a la dif í c i l '
situación financiera por la que atraviesan las empresas eléctricas \
de los países.
Durante 1980-1990 Honduras tuvo el mejor aumento porcentual
promedio de la capacidad instalada con 9.7% y Nicaragua el menor
con 2 .1%0 sin-— embargo-,— C o sta— Rica— y— Panamá— t ienen— la— m a y or-
La capacidad instalada contrasta con el desarrollo de la
oferta de generación, la cual tuvo un crecimiento más dinámico en
el segundo quinquenio, y que se acentuó más en 1990 con una tasa de
crecimiento en el año de casi 7%.
Esto es un reflejo del debilitamiento de las situaciones
difíciles: económicas, bélicas o ambas por las que han atravesado
los países a lo largo del decenio.
Durante 1980-1990 Honduras fue el país con el crecimiento
promedio más alto alcanzando un 10.3% y Nicaragua el más bajo con
poco más de 3%. En 1990 ambos países se situaron en los mismos
extremos pero con valores más pronunciados. Costa Rica tuvo la
mayor generación en todos los años seguido por Panamá.
Costa Rica, Honduras y Guatemala generaron .éneigía casi
exclusivamente con plantas hidro durante 1990.
Las ventas han crecido en forma sostenida con tendencia a
incrementarse,
creciendo en un 6.7% durante 1990, porcentaje
superior al promedio del período (4.8%), pero menor al crecimiento
de la generación. Comportamiento debido al esfuerzo de las empresas
eléctricas por promover la electrificación rural y a las tarifas
subsidiadas en el bloque de residencial de la mayoría de los
países.
g 0 ¿jfi&XX
La mayor tasa de crecimiento promedio anual ^para un p a io -fue
4ap=de Honduras^ con 7%^y la menor perteneció a N i c a r a g u a .a r! mayor
mercado |éís el de Costa Rica con más de 3300 GWh,nel m e n o r & £ el de
Nicaragua con 1087 GWh.
J,
áVi >990.
La demanda máxima presenta^un crecimiento bastante uniforme,
en
1990 creció 5.1%, el mismo promedio porcentual de incremento de
la
década. Por países*Honduras tuvo la tasa de incremento promedio
anual más alta del período^ con 8.4%. y Nicaragua la más baja, con
3.8%. La mayor demanda máxima perteríecfe, a Costa Rica con 682 M W y
la menor a Nicaragua con 253
^
Las pérdidas en el Istmot^han -teíviáo un ritmo ascendente en
toda la década, siendo del orden del 17.5% de la energía disponible
*
4
o
Í
en
1990.
Comportamiento
debido
al mayor
crecimiento
de
la
generación comparado con las ventas. ^
El país con las mayores p é r d i d a s _p&é. Panamá, con un porcentaje
que representa la cuarta parte de su energía disponible. Costa Rica
en el otro extremo, con pérdidas que no rebasan el 11% de su
energía disponible es el único país que ha tenido un comportamiento
favorable durante la década.
E1 factor de carga del Istmo mejoró en 1989 y 1990 luego de
que
durante
los
años
anteriores
mostró
un
comportamiento
«i
oscilatorio descendente. El país con el mejor factor de carga en
todo el decenio fue Panamá.
0
Los
intercambios
de
energía
eléctrica en
el
Istmo
Centroamericano se han modificado en función de como se han ido
^
concretando las interconexiones entre los países.
En el bloque norte, formado por Guatemala y El Salvador,
1
interconectados desde 1986, ir hnn unrit iri 1 ~ los intercambios de
x-""energíalfaoderades , teniendo El Salvador el papel de importador en
los tres primeros años
— fut aat-e^
aa* ci&
El bloque sur.iptegrado por Honduras, Nicaragua, Costa Rica y
Panamá^ formado poaf^ínterconexiones binacionales en diferentes años^
ha tenido los intercambios de energía más i m p o r t a n t e ^ en dos
diferentes etapas, la primera teniendo a Costa Rica como gran
exportador y la segunda siendo Honduras el exportador mayoritario.
En 1990 se tuvieron intercambios de energía del orden de los 400
GWh (áprox imad a m ehte^
*
El índice de electrificación se ha incrementado en casi todos
los países ha pesar de las crisis por las que han atravesado. Sin
embargo este aun se encuentra en valores muy b a j ó l a excepción de
Costa Rica que supera
90%^ Los países con el menor grado de
electrificación soríOfto
londuras con 36% y Guatemala con 33%.
El
uso
de
hidrocarburos
para
generar
electricidad
ha
-des-cend-i-do a lo largo de la década y principalmente en los últimos
5 años aun cuando en 1990 aumento en 0.3 millones de barriles con
respecto a 1989 donde se tuvo el mínimo valor histórico de la
década con 2.6 millones de barriles. En los países se tuvieron
comportamientos disímiles;
con Guatemala,
Nicaragua y Panamá
utilizando la mayor cantidad de derivados para la generación de
electricidad; Honduras,
en cambio,
casi no ha hecho uso de
hidrocarburos desde 1986.
u
Ajl
s ^ t*4l.
ps , u
1 8.
éc
/.(
i!
w
.£
Jla,.— ^s>¡ri
/UL
‘ €>--dy
jf* * ^
'C t 0
e->i f i
C cÍ
¿>
CK
Á *—
ai
o.
c
<?
.
3
CAPACIDAD INSTALADA
La evolución de la capacidad instalada en el Istmo mostró un
crecimiento mínimo durante 1990, acentuando con ello, la tendencia
que desde ha ce 5 años a f ecta a la región ,3
fLa~capacidad creció solo un 0.5% durante 1990 alcanzando los
4115 MW. En ese lapso Costa Rica fue el único país que modificó su
.capacidad instalada en un 2.2% producto del aumento de capacidad en
la planta hidroeléctrica Birris y la entrada de
la planta^
hidroeléctrica Echandi, en los demás países la capacidad instalad^
no se modificó en sus sistemas interconectados.
1 ^ 1 incremento de la capacidad instalada fue de 5.4% anual,
< ájurante
uran
el per iodo I98U;:rl'990T\ Hac iendo un análisis evolutivo de la
capacidad durante dicho lapso, se tiene un crecimiento dinámico de
1503 M W a una tasa de crecimiento de 10.1% promedio durante la
primera mitad (1980-1985), incremento producido por la entrada en
operación de las grandes^j^entrajes hidroeléctricas, las cuales
habían sido financiadas d u r a n t e el decenio anterior._______________
En la segunda mitad del
Gráfico 1x
período el crecimiento se re
ISTMO
CENTROAMERICANO:
CRECIMIENTO DE
en forma severa, solo 191 MW a
LA CAPACIDAD INSTALADA POR PERIODOS
una tasa de crecimiento del 1%
anual, disminución causada por
10.1%
la aguda crisis financiera de
las empresas eléctricas que las
obligó a diferir inversiones.
Ver gráfico 1.
.Como
consecuencia
se
reduóe??^
drásticamente
los
márgenes de reserva de potencia
1%
0.5%
y energía en todos los países.
La
estructura
de
la
1980-1990
1 9 8 0-1985
1 9 8 5 -1990
1 9 8 9 -1990
PERIODO
capacidad instalada en el Istmo
se
modificad®' de
forma
sustancial aturante el /SïtdÎHK^
decenio^^*^'
En 1980 las plantas hidroeléctricas sumaban la mitad de la
capacidad instalada, la geotérmica solo un 4% (95 MW de la planta
Ahuachapán en El Salvadorl y las térmicas un 45%.
De 1985 a la f e c h a d l a estructura ha mantenido s u s p r o p o r cio­
nes; las hidroeléctricas participaron con las dos terceras partes
de la capacidad total, producto principalmente de la entrada de las
plantas Chixoy (1983) y Aguacapa (1982) en Guatemala;
15 de
Septiembre (1983 y 1984) en El Salvador? El Cajón (11985) en
Honduras.* Corobicí (1982) en Costa Rica y Ftírtuna (1984) en Panamá;
las plantas Ahuachapán en El Salvador y Momotombo en Nicaragua han
mantenido la proporción de la geotermia en 4% y las plantas
térmicas han reducido su participación en poco menos de la tercera
parte. Ver gráfico 2.
Es interesante resaltar que durante el primer quinquenio la
capacidad hidroeléctrica se incrementó en 1344 MW que corresponden
K
a casi el 90% de los 1503 MW
instalados en dicho lapso.
Costa Rica y Panamá tienen
la mayor capacidad instalada,
cercanos a los 900 MW cada uno,
Hidro
si bien, Panamá ha? creci'&o con
51%
mayor
dinamismo
durante
el
primer quinquenio producto de la
entrada de 300 MW de la planta
Fortuna, una de las más grandes
del Istmo. Guatemala, con poco
T érm ica
más de 800 MW tiene la tercera
T érm ica
45%
mayor capacidad instalada del
30
%
1980
1990
J l
Istmo producto del segundo mejor
TOTAL 2421 M W
TOTAL 4115 M W
crecimiento con 8.2% anual para
todo el período.
El Salvador tuvo el segundo menor crecimiento promedio con
solo 3.8% para tener un total de 650 MW en 1990, valor en el que se
ha estancado desde 1986. Nicaragua y Honduras*los países con la
menor capacidad instalada del Istmo *contrastan en cambio en su
crecimiento, ya que Honduras con 9.7^ fue el más alto de los seis
países y Nicaragua el menor con 2.1%; es conveniente hacer notar
que Nicaragua ha tenido un crecimiento ^-sustenido, en -cambAoHonduras solo creció durante el primer quinquenio y tuvo una leve
contracción durante el segundo.
—
e/ v /
^
La estructura por tipo de plantas es bastante similar en todos
los países, los cuales son mayoritariamente hidroeléctricos a
excepción de Nicaragua. Costa Rica tiene el 84% de su capacidad
repartida en las plantas hidro y el resto en plantas térmicas; con
-una estructura similar pero con 81% de plantas hidroeléctricas se
encuentra Honduras/p Guatemala, El Salvador y Panamá han llegado a
tener las tres quintas partes de hidroeléctricas, el resto de la
capacidad esta formada por plantas térmicas en Guatemala y Panamá
y en El Salvador el 15% lo cubre la planta geotérmica de Ahuachapán
y el restante 25% de térmicas. Nicaragua tiene una estructura
bastante diferente de los demás países
con solo un 28% de su
capacidad repartido en plantas hidroeléctricas, 19% cubierta con la
central geotérmica Momotombo y el restante 53% de plantas térmicas,
la mayoría de vapor. yéç/ôu^dfas-ï^l''«.--I^7_^
Gráfico 2x
ISTMO CENTROAMERICANO: COMPOSICION
DE LA CAPACIDAD INSTALADA EN 1980 Y 199<>
,
,
-
.
, GENERACION
cU
jtée'c'/y/Virv, ^
j
La M i noración del Istmo Centroamericano tuvo un crecimiento
sostenido y ascendente.
/ftfO
La generación bruta superó los 14350 GWh creciendo a un 6.9%
durante
üitimo -aífèi, incremento superior al promedio del período
1980-1990 y manteniendo un predominio de generación hidroeléctrica.
La generación presentó un comportamiento contrario a la capa­
cidad instalada, durante el primer quinquenio creció a un promedio
de 4.4%, para el segundo quinquenio dicho crecimiento fue del orden
del 6%. Ver gráfico 3.
Dicho comportamiento se acentuó durante el último año con un
crecimiento
de solo 0.5%/ de
Gráfico 3
incremento
de la
capacidad
ISTMO CENTROAMERICANO: CRECIMIENTO DE
instalada contra un increáiento
LA GENERACION BRUTA POR PERIODOS
aproximadoal
7%
de
la
generación,
esto
últiitto
es
6 .9 %
también un indicador de cómo los
paises
han
empezado
a
recuperarse de las diferentes
crisis -bélicas, económicas o
ambas- que los han afectado
durante el decenio.
jos M i s e s han mosteado su
préfebenizíiaX poi/Ala généraszí§n
1 980-1990
1980-1985
1 9 8 5 -1990
1 9 8 9 -1 9 9 0
ion recursos \autóctc5nos.
PERIODO
La
p r o d u c c i ó n
hidroeléctrica ha incrementado
su participación a lo largó dél
per iodo /en fflTojpGWh a un ritmo promedio de/'8% ^ánual siendo más
dinámico su crecimiento durante el segundo quinquenio para llegar
a más de 12100 GWH que equivalen a un 85% de la generación bruta
total durante 1990.
>
La- generación geotérmica, disponible solo en El Salvador y
Nicaragua, ha participado en un rango del 5 al 7% del total de la
generación a lo largo del periodo con un crecimiento de 7.7% anual,
si bien dicho crecimiento fue menor durante el segundo quinquenio.
Las plantas de vapor han—visto redué^ST"su participación en forma
gradual con una reducción de casi 8% anual durante el primer
quinquenio y de 2.9% durante el segundo periodo.
La variación promedio anual
Gráfico 4
de
la
generación a base de
ISTMO CENTROAMERICANO: COMPOSICION
plantas
de combustión interna y
DE LA GENERACION BRUTA EN 1980 Y 1990
turbinas de gas fue nula durante
la primera mitad del periodo y
disminuyó
más del 15% en la
H¡dro
65%
segunda, resultado final de los
altibajos que se dieron a lo
largo de la década. Ver gráfico
,Geo
5% r€ 't
4.
T érm ica
Los
incrementos
anuales
T érm ica
,*10%
31%
promedio
de
generación
en los
í8 /•
1980
paises
presentaron
tendencias
TOTAL 8654 G W h
1990
disimiles
en
los
dos
TOTAL 14353 G W h
quinquenios^/
,
.
(/Honduras
y
Costa
Rica
tuvieron los crecimientos más uniformes en los dos quinquenios y
también los más altos en promedio de la década con 10.3% y 5.3%
respectivamente. Guatemala y Nicaragua presentaron los menores
incrementos porcentuales durante el primer quinquenio pero se
recuperaron en forma dinámica en los siguientes 5 años. El Salvador
presentó una tendencia similar a los dos paises anteriores, aunque
con diferencias porcentuales menos notorias. Panamá en el otro
extremo, tuvo un incremento de generación del 6% en el primer
6
lustro f pero se Wrxxraüó durante el segundo», alcanzando casi 2%
producto de la crisis que^af-eet-é al pue blo -pafiaxtiQño al final de 1er
década, /ff o
!
—
En &í— 6-ítrime año, el crecimiento porcentual de cada uno de los <
países fue superior al crecimiento promedio anual de la década a
excepción de Nicaragua y Panamá quienes además experimentaron los
menores aumentos porcentuales con 2.4% y 3.2% respectivamente,si
bien Panamá tuvo un crecimiento mayor que el de los dos últimos
años, lo cual refleja la etapa de recuperación en que se encuentra.
Honduras y El Salvador experimentaron los mayores crecimientos del
año y superiores en más de 4% a su promedio de la década.
Durante 1990 Costa Rica, Guatemala y Honduras cubrieron su demanda
de energía en más del 90% con energía hidroeléctrica.>
Costa Rica tuvo ía mayor generación de los p^íses~c5n más de 3500
GWh, 99% de origen hidroeléctrico; le sigup°Panamá con 2650 GWh,
83% de generación hidroeléctrica y el resto de térmica; Guatemala
y Honduras con 2336 GWh y 2297 GWh respectivamente, tuvieron una
estructura de generación similar a Costa Rica: 99% de la generación
en
Honduras
y
92%
en
Guatemala
correspondió
a
energía
hidroeléctrica y el resto de térmica; en El Salvador con 2217 GWh
,1a geperaçión
hidroeléctrica
solo participó con el 74%, la
Gráfico 5[ p J
geotérmica el 17% y el resto lo
ISTMO CENTROAMERICANO: ESTRUCTURA DE
cubrieron las plantas térmicas.
LA GENERACION BRUTA POR PAIS, 1990
Nicaragua
con
la
menor
generación del Istmo, poco más
de 1300 GWh, tiene
la menor
participación
de
recursos
autóctonos con 31%de hidro y
30% de geotérmica, el restante
39%
fue
producido
casi
enteramente por las plantas de
vapor. Ver Gráfico 5.
COSTA R EL SALV QUATEM HONDUR NICARA PANAMA
Es conveniente hacer notar
E
223h id r o
M
geo
BSt é r m i c a
que los últimos dos años en
Costa
Rica,
El
Salvador,
Guatemala y Honduras han sido
benignos para la generación con energía hidroeléctrica alcanzando
estos países las máximas generaciones históricas producidas c o n hidroelectricidad. Ver cuadros 1-1 a 1-7.
^_
y ’ . ! r ~ a. x -u u u j x w
u
u
i
a
a
u
c
e x
o c y u u u u » - a x w
VENTAS DE ELECTRICIDAD
a i i £ <
u n w
v
j
-
o
í. P
¡
¿7V<? f,\- c tj
Las ventas en el I s t m o mostraã^durante 1990 un incremento
saludable, fortaleciendo aun más la tendencia al crecimiento que se
había mostrado en los últimos años.N
("Los 11800 GWh de^últiluu año equivalen a un 6.7% de aumento
respecto de 1989 y superan en casi 2% al crecimiento promedio del
período 1980-1990, cuyo comportamiento también podemos dividirlo en
dos etapas, el primer lustro con un crecimiento del 4.3% anual y un
segundo más dinámico con 5.3%. Ver Gráfico 6.
En todo el per-lodo , la tasa de crecimiento promedio anual de
7
yviO0
los
sectores
de
consumo
Gráfico 6$p ■
residencial y comercial fue de
ISTMO CENTROAMERICANO: CRECIMIENTO DE
6% y 5.9% respectivamente, a
LAS VENTAS DE ELECTRICIDAD POR PERIODOS
diferencia del sector industrial
6 .7 %
cuyo crecimiento promedio fue
^ ãi-sereto, solo 2.8%, e incluso
durante
1981
y
1982
fue
negativo.
El número de consumidores
creció a un ritmo promedio más
lento que el consumo en los
sectores
residencial
y
'comercial, con lo cuál se mejoró
el consumo medio por consumidor
1980-1990
1 9 8 0 -1985
1 9 8 5 -1 9 9 0
1 9 8 9 -1 9 9 0
PERIODO
/ en ambos sectores* sin embargo,
en
los
dos
Se
presentaron
altibajos
en
el
valor
del
indicador. El número de consumidores en el sector industrial, en
cambio, creció con mayor dinamismo con respecto al consumo, ello es
un reflejo del incremento de pequeñas industrias. El consumo medio
por consumidor industrial ha descendido durante la década para
recuperarse sensiblemente en 1990.
La estructura de las ventas en el Istmo ha variado solo
ligeramente en todo el período. El sector residencial que en 1980
representaba la tercera parte de las ventas, a aumentado su
participación en solo 4% durante todo el decenio; el comercial ha
tenido un ligero repunte durante 7 años y a partir de 1988 a
disminuido ligeramente para participar con poco más de la quinta
parte
en
1990;
el
sector
industrial
presentó
un
comportamiento
diferente
al
comercial, se redujo hasta 1987
de 33% a 26% y a partir de ese
año
se
empezó
a
recuperar
llegando a 28% en 1990. El
sector
otros,
con
ligeras
fluctuaciones
en
todo
el
período, permaneció estancado.
Ver gráfico 7.
Por países,
las ventas
fluctúan entre 3300 GWh en Costa
Rica
y
casi
1100
GWh
en
N i c ar ag u a,
con
v a l or es
intermedios,
se
encuentran
Panamá, Guatemala, El Salvador
y Honduras en orden descendente.
La estructura de las ventas es similar en todos los países,
alrededor de un tercio corresponde al consumo comercial, la
excepción es Costa Rica con casi el 50%, debido a que en los
hogaresf^tilizáfk la energía eléctrica para cocción. El consumo
comercial es alrededor de un quinto del total, con excepción de
Panamá cuyo porcentaje del total fue def30%, debido a su economía
/
8
terciaria. Honduras y Guatemala tuvieron el mayor porcentaje de sus
ventas destinadas al sector industrial en 1990, con 36% y 34%
respectivamente, el menor corresponde a Panamá con 13%.
Costa Rica tiene la mayor cantidad de consumidores con casi 670000
y Nicaragua el menor número con casi trescientos mil. Costa Rica
tiene
la
mayor
cantidad
de
consumidores
residenciales
e
industriales, Guatemala tiene el mayor número de consumidores
comerciales, s'
a.
Costa Roca tiene el
consumo medio por consumidor '
residencial Cercano a los 2650 kWh/consumidor, le sigue Panamá con
2251 kWh/consumidor; Guatemala tiene el menor valor con poco más de
1110 kWh/consumidor.
s
En el sector comercial Panamá tiene el,-me^a: valor *ton 2 0413
kWh/Consumidor; El Salvador y Guatemala tienen los valores más
bajos con 4878 y 4652 kWh/consumidor respectivamente.
{
En el sector industrial Honduras tiene el mgj~5ir valor Icon 371
MWh/consumidor; El Salvador en el extremo inferior, solo alcanza
los 95 MWh/consumidor. Ver cuadros 1-8 a 1-14.
/
/
•
DEMANDA MAXIMA
La demanda máxima del Istmo tuvo en 1990 un crecimiento
dinámico de la misma magnitud del promedio de la década, el cual
fue superior al 5%
CSuperó en valor los 2600 MW aumentando 126 MW respecto al año
anterior.
,/<>
Es conveniente hacer notar
Gráfico B(xÿ) - 7
gue el crecimiento de la demanda
ISTMO CENTROAMERICANO: CRECIMIENTO DE
máxima no ha^'^ido uniforme en
LA DEMANDA MAXIMA POR PERIODOS
los dos quinguenios del porT odo,
incrementándose
con
mayor
5.6%
5.1%
impulso en el segundo lustro con
5.1%
4 .6 %
un crecimiento del 5.6% anual,
superior en 1% al primero. Ver
gráfico 8.
Analizando en detalle los
países
encont ra mos
comportamientos
diferentes.
Honduras mostró el mayor aumento
4
promedio anual con 8.4%, muy por
1980-1990
1 9 8 0 -1 9 8 5
1985-1990
1 9 8 9 -1 9 9 0
PERIODO
^arriba 'de los demás países con
tendencia a mejorar, ya que en
el'Tlt‘imo---año creció en más de
11.1%, valor superior al promedio del segundo lustro el cual fue de
9.8%.
Con
valores
porcentuales
de
crecimiento
ligeramente
superiores al promedio del decenio seencuentran Costa Rica y
Guatemala, los cuales crecieron a un ritmo de 5.3% y 5.2%
respectivamente, ambos presentaron tendencias similares en el
período con un crecimiento inferior a su promedio durante el primer
quinquenio pero recuperándose durante el segundo, siendo más
marcado en Guatemala, si bien, han tenido un retroceso en el último
año, teniendo las menores tasas de crecimiento de los seis países:
s
k;
9
C
•ysyi, }
‘V
3.6% para Costa Rica y 2.7% para Guatemala, incremento muy djgeæafco
para este último país que mostró el segundo mejor promedio anual
del último quinquenio con 8.4%.
El Salvador tuvo la evolución de la /demanda más uniforme,
aunque inferior al promedio^ con 4.4% de irícremento anual para la
década, 3.4% y 5.3% para los dos lustros y un incremento en el
último año de 5.4%. Panamá y Nicaragua han^tenid o las menores tasas
de crecimiento anual promedio de la década con 4.3% y 3.8% en el
mismo orden, con un comportamiento contrario al resto de la región
y siendo más marcado en Panamá, con un crecimiento más dinámico en
la primera mitad, moderado en la segunda con los menores valores de
crecimiento del quinquenio (reflejo de las crisis que aquejaron a
/ambos países) y con una recuperación en el último año: 4% para
Panamá y 6.8% para Nicaragua, segundo mejor crecimiento de 1990.
PERDIDAS Y FACTOR DE CARGA
El Istmo Centroamericano continuó mostrando un incremento en
xT
las pérdidas. Alcanzó el valor de 17.5% del total de la energía
disponible la cual se obtiene como resultado de la generación BriTEeT) ¿ /U ;
más las compras a otros países o compañías menos laé'exportaaTone'sT
Existen varias razones por las qvje ha ocurrido este
deslizamiento al alza de casi 5% en las perdidas (12.7% en 1980) ->C
pudiendo citarse como más significativas las siguientes yfdeterioro
de las redes de transmisión y distribuci6n.^Hggrr__.falta _ de
mantenimiento y, en algunos países, por sabotaje; incremento en losT'i
robos deenergía
eléctrica,
i
medición
yfacturación }
Gráfico 9 0
\ ineficientes Jy
las
grandes
ISTMO CENTROAMERICANO: EVOLUCION
•
distancias
de
los
centros
de
DE LAS PERDIDAS
generación a los centros de
consumo
u t i l i z a n d o
20%
configuraciones
de red radiales.
17.5%
17.1%
Ver gráfico 9.
Todos
los
países,
a
excepción de Costa Rica, han
incrementadas sus pérdidas
a lo largo de la década. Costa
Rica presenta el menor índice de
pérdidas,
con
ligeras
0%(
—
fluctuaciones se ha mantenido
1980
1983
1986
1989
1990
abajo del 11% durante todo el
período.
Guatemala
y
El
Salvador, con valores inferiores al promedio porcentual del Istmo
durante 1980 y 1990, presentaron tendencias diferentes: Guatemala
tuvo un incremento de 1982 a 1988 para empezar a descender en los
últimos años; El Salvador, en cambio, mantuvo una tendencia
uniforme y siempre inferior al promedio del Istmo. En 1990,
Honduras, Nicaragua y Panamá presentaron los mayores porcentajes de
pérdidas con más del 20%; en Panamá, país con las pérdidas más
altas, dicho porcentaje representó la cuarta parte de la energía
disponible; en los tres países se nota un mayor aumento durante los
dos últimos años.
El factor de carga del Istmo se Jaáy&ej oradla en los dos últimos
años ¡f Luego de un comportamiento íigeramente irregular pero
descendente que se había venido dando^a -lo ldiyO'TRT la década, el
factor de carga alcanzó un valor superior al 62% en 1990. Ver
gráfico 10.
En todos los países el
Gráfico 10
factor de carga tuvo variaciones
ISTMO CENTROAMERICANO: EVOLUCION
irregulares. Panamá presentó el
DEL FACTOR DE CARGA
mejor factor de carga durante
toda la década, mejoró aun más
64%
en los dos últimos años a pesar
del comportamiento irregular que
ha presentado; Costa Rica tuvo
62%
un factor de carga con ligeros
altibajos pero con tendencia al
crecimiento alcanzando un valor
60%
de
casi
62%;
El
Salvador,
Guatemala, Honduras y Nicaragua
tuvieron
un
desarrollo
del
58%
1986
198 8
1990
1980
1982
1984
factor de carga similar durante
la década, esto es, variaciones
irregulares a lo largo del
período con tendencia a recuperarse en los dos últimos años.
INTERCAMBIOS DE ENERGIA
-(00
Durante
1990
Honduras
Gráfico 11
conservó
su
vocación
de
ISTMO CENTROAMERICANO: PRINCIPALES
exportador a los países del sur
EXPORTACIONES ELECTRICAS, 1990
(Nicaragua,
Costa
Rica
y
(GWh)
Panamá), Guatemala y El Salvador
en
el
Norte
tuvieron
intercambios moderados y equiva­
lentes. Ver gráfico 11.
El Istmo Centroamericano
presenta dos bloques de países
interconectados eléctricamente
por líneas de 230 kV. El bloque
norte lo forman Guatemala y El
Salvador, interconectados desde
1986; El bloque sur lo integran
Honduras, Nicaragua, Costa Rica
y Panamá, los cuales se han ido
interconectando desde mediados
de la década de los setenta
mediante acuerdos binacionales.
De
1980 a 1990
los
intercambios de energía son de
/aproximadamente 3700. GWh. En el bloque sur, los más importantes se
han dado a partir de 1982 con la interconexión de Nicaragua y Costa
Rica. Se distinguen dos etapas muy marcadas en el desarrollo de los
intercambios de energía: la primera teniendo a Costa Rica como gran
11
exportador
de
1982
a
1985,
producto
de
los
excedentes
hidroeléctricos del complejo Arenal-Corobicí; la segunda, de 1985
a la fecha, teniendo a Honduras como el exportador mayoritario a
consecuencia de la entrada en operación de la planta El Cajón, una
de las más grandes de la región. Nicaragua ha sido importador en
todo el período; en forma similar, Panamá ha sido mayormente
importador desde que se interconectó en 1986.
En el bloque norte los intercambios se han dado a partir de
1986, fecha en que se interconectaron los dos países. Dichos
intercambios han sido moderados, pero han servido a los países para
evitar la generación con hidrocarburos, más costosa, y para
apoyarse en emergencias. Durante los tres primeros años existe una
/tendencia de Guatemala a exportar y El Salvador a importar, en los
últimos dos años los intercambios han sido menores y similares en
ambas direcciones, si bien El Salvador aun tiene una ligera
inclinación a ser importador.
^— //^
INDICE DE ELECTRIFICACION
El índice de electrificación es bajo en los países del Istmo
a excepción de Costa Rica. Sin embargo, se muestra un crecimiento
ascendente en todos los países, menos Nicaragua, lo que demuestra
el esfuerzo por aumentar la electrificación rural.
El país con el mayor índice de electrificación de la región es
Costa Rica, siempre con un comportamiento ascendente y superando el
90%.
Panamá ha permanecido como el segundo mejor a lo largo de todo
el período con un comportamiento ascendente hasta 1987, desciende
ligeramente en los dos siguientes años, época de la crisis panameña
y luego se recupera durante 1990 llegando a casi 60%.
El Salvador se ha situado como el tercero mejor electrificado
superando a Nicaragua a partir de 1988, alcanzó más del 50% en
1990, año en que creció con un ritmo mayor que los años anteriores.
Nicaragua es el único país donde el índice de electrificación
ha mostrado una reducción ha partir de 1986 y aun no se recupera,
'si bieñ esta reducción casi se ha detenido producto de los
esfuerzos del gobierno y la empresa eléctrica después de las agudas
crisis que ha soportado el país durante toda la década.
Guatemala y Honduras tienen los menores índices de electrificación
del Istmo. Ambos países crecieron a la par en casi todo el período,
sin embargo, Honduras ha superado a Guatemala a partir de 1988
debido a las intensas campañas de electrificación rural efectuadas
en el país. Guatemala tuvo en 1990 una cobertura de 33% y Honduras
de 36%. Ver Gráfico 12.
CONSUMO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACION
El Istmo centroamericano ha mostrado un comportamiento
descendente en el consumo de hidrocarburos destinados al sector
eléctrico durante todo el decenio. La demanda se redujo en 8.9% de
1980 a 1990, disminución más marcada en el segundo quinquenio
debido a la entrada en operación de las hidroeléctricas a lo largo
12
Gráfico 12
ISTMO CENTROAMERICANO: EVOLUCION
D E L INDICE D E E L E C T R I F I C A C I O N
%
^
COSTAR-^HONDUR
EL SALV
GUATEM
NICARA
PANAMA
de los primeros 5 años.
Luego de consumir más de 7 millones de barriles para
generación de electricidad en 1980, el máximo valor en toda la
década, el consumo del Istmo desciende hasta 2.6 millones de
barriles, el menor valor del decenio, en 1989 y se recuperó en 1990
creciendo poco más de 12% para alcanzar los 2.9 millones de
barriles. Ver gráfico 13.
Durante todo el período se consumieron más de 49.7 millones de
barriles y siendo algo más de las tres cuartas partes de bunker o
fuel oil y el resto de diesel. De 8.3 millones de barriles de
diesel consumidos durante
1980-1985,
el consumo se reduce
drásticamente a menos de la mitad en 1985-1990 con solo 3.8
millones de barriles. El bunker presentó una tendencia similar en
los mismos períodos, se redujo de casi 26 millones de barriles a
11.7 millones de barriles.
En’los países sé tuvieron comportamientos disímiles en el uso
de hidrocarburos para generar electricidad. Tres países hicieron
uso intenso de los hidrocarburos durante toda la década: Panamá con
16.5 millones de barriles, Guatemala con 14.8 y Nicaragua con 11.8
13
millones
de
barriles.
Con
valores
muy
inferiores
se
encuentran
los
otros
tres
países: El Salvador con 3.3,
Honduras con 2. 0 y Costa Rica
con 1.2 millones de barriles.
En todo el período los
mayores consumidores de diesel
para generación térmica han sido
Panamá y Guatemala con casi 4.3
y 3.6 millones de barriles
respectivamente,
la
mayoría
utilizados en el primer lustro.
Ver
gráfico
14.
Con
un
1980-1990 1980-1985 1985-1990 1989-1990
PERIODO
comportamiento diferente al de
los demás países, Costa Rica
utilizó la mayor cantidad de
diesel y bunker en el segundo quinquenio, en El Salvador este
comportamiento se tuvo solo para el bunker, cuyo uso en ese país se
incrementó en los últimos 4 años para llegar a un incremento
promedio anual de 21.9% durante toda la década.
Guatemala ha tenido una
Gráfico 14
t
e
n
d
encia
descendente,
ISTMO CENTROAMERICANO: USO DE HIDROCAR­
alcanzando el valor mínimo en
BUROS POR PAIS EN LA GENERAC. ELECTRICA
(1980-1990)
1986, año húmedo para Guatemala
Mbl
que generó casi exclusivamente
con
energía
hidroeléctrica.
16000
Honduras casi no ha utilizado
hidrocarburos a partir de 1986,
10000
debido a los excedentes hidro de
que han gozado desde esa fecha.
Durante
el
decenio,
60 00
Nicaragua tuvo una reducción en
el uso del diesel pero utilizó
bunker en forma muy consistente
COSTA Rl ELSALVA GUATEMAHONDURA NICARAG PANAMA
con
una
pequeña
tasa
de
incremento promedio anual de
1.5%.
Panamá
tuvo
un
comportamiento inverso, el diesel se incrementó en 4.1% promedio
^nual a- lo .largo de ,1a década producto del incremento que se tuvo
en el primer quinquenio. En Panamá se tuvo un año seco durante
1983, cuando aun no se interconectaba a los países del Istmo, lo
cual se nota en el elevado consumo de hidrocarburos en dicho año,
en el que se tuvo la mayor generación térmica del país durante el
decenio. Ver gráfico 15.
En 1990 Nicaragua fue el mayor consumidor de hidrocarburos
para generación de electricidad con 1.07 millones de barriles,
Panamá segundo con 1 millón de barriles, Guatemala utilizó 444 mil
barriles y El Salvador 311 mil.
Costa Rica y Honduras mantuvieron su tendencia de usar lo
menos posible
los hidrocarburos para generar electricidad,
comportamiento también debido a las favorables condiciones
G ráfic o 13
ISTM O CENTROAM ERICANO: EVO LU CIO N DEL USO
DE HIDROCARBUROS EN LA GENERA. ELECTRICA
climatológicas que han
ayudado
en
los
incrementos de energía
hidroeléctrica en ambos
países.
Gráfico 15
I STMO C E N T R O A M E R I C A N O : H I D R O C A R B U R O S
UTILIZADOS E N LA GENERAC. ELECTRICA
(1980-1990)
Mbl
8 8 8 8 8 9 8 8 8 8 8 9 8 8 8 8 8 9 8 8 8 8 8 9 8 8 8 8 8 9 6 8 8 6 8 9
0 2 4 8 8 0 0 2 4 8 8 0 0 2 4 8 8 0 0 2 4 8 8 0 0 2 4 6 8 0 0 2 4 6 8 0
COSTA Rl EL SALVA GUATEMAL HONDURA NICARAGU PANAMA
15
CAPITULO I I :
PLANIFICACION COORDINADA
RESUMEN
La planificación es aquella actividad racional que pretende es­
tablecer una asiqnación óptima de recursos para el loqro de objeti­
vos definidos. Dicho de otro modo, como los recursos que dispone
una sociedad son insuficientes para satisfacer sus necesidades
potenciales, es necesario fijar una determinada prioridad para su
utilización eficiente.
Las características del sector de la energía son muy peculiares:
Plazos de tiempo muy elevados debido a los estudios y ejecu­
ción de los proyectos de generación.
Necesidades de financiamiento considerables.
Recursos naturales muy desigualmente distribuidos.
Todo esto genera una serie de riesgos importantes para cualquier
tipo de economía:
El de tomar decisiones que comprometan en gran medida el fu­
turo de un país.
El de la inadaptación de la oferta a las necesidades, puesto
que las previsiones a medio y largo plazos son difíciles.
El de la incertidumbre política y económica de la evolución
mundial.
La magnitud del problema del sector eléctrico y la diversidad de
los distintos sistemas impiden plantear un modelo de aplicación
general,. Según las características del sistema eléctrico se desa­
rrollan diversos esquemas de planificación, que separan el problema
en etapas con los respectivos métodos y modelos y el flujo de
información y realimentación necesarios para hacer coherentes todas
las decisiones, que abarcan desde la estructura del sistema y el
diseño de detalle, hasta la explotación de las instalaciones.
En cuanto a la demanda de energía eléctrica es necesario disponer
de proyecciones anuales para varios escenarios. Así como el poder
determinar las curvas de carga para las demandas futuras previstas
(factores de forma de la demanda).
Al discutir los problemas inherentes a la electrificación, uno de
los pre-requisitos es el conocimiento de la realidad de los
recursos energéticos totales de la región o país, o en su caso el
conocimiento
del
potencial
hidráulico,
geotérmico
y
otros
disponibles, con todos los detalles necesarios y la correcta
evaluación de su valor.
Para lo cual se debe realizar un
meticuloso levantamiento y una detallada evaluación de ellos,
mediante investigaciones de campo rigurosas y estudios completos de
escritorio, todo dentro de una adecuada técnica sistemática y
económica.
16
El presente estudio contiene un análisis de la situación eléctrica
de los países del Istmo Centroamericano para lo que resta de la
década del 90. Con base en los planes de expansión de los países
se realiza una evaluación de los costos de operación de los
distintos sistemas eléctricos, luego se procede a evaluar estos
costos considerando al Istmo como un único nudo, para finalmente
hacer una propuesta de plan de equipamiento, si es que se diera el
hecho de una planificación y operación coordinadas entre los
distintos entes eléctricos de la región.
1.-
CARACTERISTICAS DEL SECTOR ELECTRICO
1.1.-
IMPORTANCIA DEL SECTOR ELECTRICO EN EL DESARROLLO DE UN
PAIS
La energía eléctrica ha estado desde sus primeras aplicaciones
fuertemente unida al progreso socio-económico de la humanidad. En
el aspecto económico, permite la mecanización de la producción
industrial extractiva y manufacturera, con el consecuente aumento
de la productividad.
En el aspecto social, trae benéficos
resultados, no sólo por la elevación del estándar de vida derivado
del robustecimiento de la economía nacional, sino también por los
efectos directos que se originan sobre la sociedad por la implanta­
ción y uso de servicios derivados, perfeccionados por esta fuente
energética.
La energía eléctrica, por el rol que desempeña en el desarrollo
económico de una nación, ejerce un peso fundamental en la orienta­
ción de sus opciones: como efecto hacia atrás, influye sobre la
estructura industrial, justificando la implantación de constructo­
res de equipos electromecánicos; como efecto hacia adelante,
poniendo a disposición de los usuarios industriales un producto
capaz de competir con otras fuentes energéticas, como son el
carbón, el petróleo, el gas, etc.
La energía eléctrica participa así mismo del bienestar de la
comunidad y constituye un potente factor de integración nacional e
internacional: los programas de electrificación rural a través del
mundo son una de las fuentes esenciales para el aumento del nivel
de vida y estabilización de las poblaciones rurales, al tiempo que
las interconexiones eléctricas promueven una mayor solidaridad
entre países vecinos.
Una nación en vías de desarrollo, en la que se tiende a obtener un
acelerado y racional aumento de la industrialización, a incrementar
las superficies de cultivo mediante el regadío, a tecnificar e
industrializar la agricultura, a desarrollar los servicios de
infraestructura, etc., exige contar con un respaldo energético que
permita estimular y apoyar toda la actividad económica. Por esto,
la energía eléctrica adquiere un papel preponderante en el
desarrollo y obliga a disponer de ella en forma segura, abundante
y barata.
17
1.2.-
IMPORTANCIA
ELECTRICA.
DE
LA
PLANIFICACION
EN
LA
ACTIVIDAD
Las tasas de crecimiento del consumo de energía eléctrica previstas
en la Región hasta el final de la década significan que la demanda
se duplica cada 13 años, aproximadamente.
Abastecer este rápido
crecimiento con cierta seguridad y calidad de servicio, exige
realizar una eficiente planificación por las fuertes inversiones
que involucra. Tomando en cuenta que una parte importante de ella
corresponde a equipos de producción,
estos . problemas están
relacionados con la vida útil de los equipos, con la incertidumbre
y los imponderables que afectan al conjunto del sistema producciónconsumo, con las variaciones en el tiempo de la demanda de energía
eléctrica y con el alto costo de las inversiones.
La vida útil de las centrales de producción, ya se trate de cen­
trales hidráulicas, geotérmicas o térmicas, se evalúa en decenas de
años.
Todas son instaladas para durar y servir al sistema por
largo tiempo, algunas centrales
funcionarán aún durante muchos
años del siglo venidero. Se comprende entonces que la decisión de
emprender programas de equipamiento, de capital tan intensivo,
pueda tomarse únicamente luego de un profundo y serio análisis
referido a un futuro eminentemente aleatorio.
Todos los parámetros observan este carácter aleatorio: primeramente
la demanda de energía eléctrica, cuya evolución está relacionada
con el ritmo de desarrollo nacional e internacional; el precio de
los diferentes combustibles, el cual se ve afectado a su vez por la
selección realizada por el sector eléctrico en el mundo entero. Lo
aleatorio afecta así mismo las tasas de interés, la productividad
de los equipos hidráulicos, las variaciones climáticas y la
disponibilidad de las centrales.
Así pues, la planificación de la producción de energía debe con­
siderar todos los aspectos: desde las variaciones macroeconômicas
a la hidrología de los ríos, desde el contexto internacional hasta
el ritmo de las estaciones.
Lo elevado de las inversiones confiere especial interés a realizar
una selección de inversiones eficiente de los medios de generación
de electricidad.
El problema consiste en determinar el programa óptimo de equi­
pamiento de centrales generadoras y sistemas de transmisión que
permitan abastecer la demanda futura y que respeten ciertas
restricciones técnicas y económicas.
Sin embargo, la gran variedad de alternativas, las diferentes
características técnicas y económicas de los distintos medios de
generación y la interdependencia entre ellos en un instante dado y
en el tiempo, convierten al problema económico en algo especialmen­
te complejo que justifica el empleo de métodos de la programación
18
m a t e m á t ic a .
Hasta aquí al hablar de planificación en el sector eléctrico se ha
referido básicamente a centrales de producción.
Sin embargo, no
deben olvidarse las redes de transporte y distribución que
condicionan la disponibilidad de los usuarios de esa energía
producida.
La selección de los voltajes, la búsqueda de una
estructura adaptada para la localización de los centros de produc­
ción y consumo, la preocupación por reducir las pérdidas eléctri­
cas y respetar el medio ambiente, que plantean problemas tan
importantes, desde el punto de vista de la economía y de la calidad
del servicio, como la construcción de un parque de centrales. Por
otra parte, las redes permiten la interconexión de sistemas
eléctricos lo cual posibilita el planteamiento de los problemas de
planificación en una perspectiva geográficamente más amplia que la
de un horizonte nacional, como así mismo la consideración de la
diversidad de recursos y de estructuras de consumo, a la vez que
acelera el acercamiento entre países de una misma zona geográfica.
1.3.-
CONCEPTOS BASICOS DE LA PLANIFICACION ELECTRICA.
1.3.1.-
CARACTERISTICAS DE LA DEMANDA ELECTRICA.
Las características de la demanda están determinadas por los
hábitos de vida de los individuos y organizaciones y por el tipo de
consumo. Los hábitos y la estructura del consumo son función, a su
vez, de diversos factores, incluyendo el grado de desarrollo y el
clima.
Entre estos factores se pueden señalar los siguientes:
a.-
Forma de la demanda.
La representación más detallada corresponde a la curva de carga
diaria.
Sin embargo, para estudios de largo plazo es necesario
recurrir a representaciones más sintéticas, como por ejemplo la
curva de duración de potencias, que puede ser representada en forma
continua o por medio de un número reducido de bloques o escalones.
b.-
Variación diaria:
La curva de carga diaria resulta de la acción
varios tipos de usuarios; así la contribución
residenciales es fundamentalmente en horas de
iluminación; las cargas industrial y comercial son
te de día y es menor durante los fines de semana
c.-
independiente de
de los clientes
la noche por la
predominantemen­
y días festivos.
Variación estacional:
Observando el comportamiento del sistema en un período más amplio
se advierte un ciclo anual de la demanda, consecuencia también de
los hábitos de la población y del clima.
19
d .-
Crecimiento:
Está sujeto a dos tipos de incertidumbre:
Una incertidumbre con respecto a la evolución futura del
consumo.
El principal elemento responsable de esta incerti­
dumbre es el crecimiento económico, cuya evolución futura
también es una incógnita. Otros factores, también difíciles
de prever, que pueden tener una incidencia importante, son la
variación de las relaciones de precio entre la electricidad y
otros energéticos competitivos y el desarrollo tecnológico.
Una variación aleatoria del nivel de demanda en el corto plazo
en la que son muy importantes los efectos climáticos.
Puede
ser de una magnitud apreciable en zonas donde la calefacción
eléctrica o el aire acondicionado estén muy difundidos.
Visto en una perspectiva de largo plazo, se constata que el consumo
de energía eléctrica ha crecido por períodos largos a tasas
elevadas. Crecimiento que esta ligado al progreso tecnológico y al
desarrollo económico.
e.-
Período elemental de análisis.
En algunos casos puede ser aceptable trabajar con períodos anuales,
pero más frecuentemente se utilizan períodos elementales menores:
trimestral o mensual, dependiendo del tipo de estudios que se
requiera realizar.
f.-
Distribución geográfica.
Los estudios de planificación de obras de generación pueden
concentrar la demanda en un número reducido de nudos.
En muchos
casos es suficiente uno solo.
1.3.2.- PROYECCION DE LA DEMANDA FUTURA.
El primer paso en la planificación de un sistema eléctrico consti­
tuye el pronóstico de la demanda de energía y potencia.
La
importancia que ésta tiene en la toma de decisiones, sobre todo
para el mediano y largo plazo, cuando se determinan los proyectos
y las posibles políticas energéticas, ha llevado a la gente que se
ocupa de este tema a tratar de encontrar métodos o modelos, que
permitan al planificador, tener una idea de lo que puede ser el
futuro en cuanto a la magnitud del consumo de energía y a los
padrones esperados del comportamiento del consumidor.
El objetivo principal del pronóstico de la demanda de energía
eléctrica es el de permitir predecir, a su debido tiempo, las
inversiones que se requieren efectuar, para satisfacer las
necesidades de energía de los diferentes sectores de la economía.
20
La proyección de la demanda o en otros términos la determinación de
los requerimientos futuros de electricidad es, pues, de la mayor
importancia, por la incidencia de esta forma de energía en el
desarrollo económico del país.
Dejar insatisfecha la demanda de
energía eléctrica es la manera más fácil y efectiva de frenar a la
economía nacional. Por otra parte, una sobreestimación del consumo
conduce- a un exceso de instalaciones que permanecen ociosas,
inmovilizando inversiones que podrían haberse utilizado para otros
fines.
Los requerimientos del mercado son estimados con base en hipótesis
sobre la evolución probable de un conjunto de variables macro­
econômicas, demográficas y habitacionales.
Se toma en cuenta el
comportamiento anterior del mercado, considerando además de la
tendencia, eventuales distorsiones de las series históricas.
El horizonte y el detalle de las previsiones varían de acuerdo a la
finalidad a que se destinan.
1.3.3.- PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA.
El acelerado desarrollo mundial de la hidroelectricidad durante los
últimos años del siglo pasado, y las primeras décadas del presente,
disminuyó posteriormente debido a la reducción o agotamiento de los
recursos hidroeléctricos económicamente explotables en muchos
países desarrollados, a la aparición del petróleo como recurso
energético económico, al adelanto tecnológico en el diseño y
operación de unidades termoeléctricas, al advenimiento de los
combustibles nucleares y al crecimiento rápido de la demanda de
energía eléctrica.
Estos factores hicieron que paulatinamente
disminuyera el costo de la producción termoeléctrica mientras que
aumentaba el costo de las hidroeléctricas.
Lo anterior, si bien es válido a nivel mundial, no lo es en los
países que poseen recursos hidráulicos abundantes y que por su
grado de desarrollo económico no los han explotado todavía, por
ejemplo los de América Latina y el Caribe.
En otras palabras,
mientras un país o región cuente con recursos hidráulicos abundan­
tes y económicamente atractivos, ellos se aprovecharán para la
producción eléctrica preferentemente a otros tipos de instalacio­
nes.
Una situación similar ocurre con aquellos recursos renovables
disponibles en la región. Tal es el caso de la energía geotérmica,
la misma que se encuentra en grandes cantidades, económicamente
aprovechables para producción de electricidad, en los países del
Istmo Centroamericano.
Los recursos no renovables técnicamente aprovechables son limitados
y conforme se los explota, disminuyen sus reservas, lo que incide
en un costo más alto, consecuentemente se debe preferir la
explotación de los recursos renovables.
21
Los recursos energéticos se clasifican en convencionales
convencionales, en base a su utilización.
y
no
Las fuentes de energía convencionales son las que tradicionalmente
se han venido utilizando como es el caso de los recursos hidráuli­
cos, el carbón, el petróleo, el gas, etc., de los cuales el único
renovable es el hidráulico.
Los recursos energéticos no convencionales comprenden la utiliza­
ción de la energía geotérmica, solar y eólica, y que por ser
recursos limpios solucionarían en parte el suministro de energía y
sustituirían el uso de los combustibles que tienen efectos
contaminantes.
1.3.3.1.- Características de las alternativas de generación.
Entre las características de las instalaciones de generación que
tienen una mayor influencia en cualquier análisis se mencionarán
las siguientes:
a.-
Variedad de características
alternativas de generación.
técnicas
y
económicas
de
las
- Centrales hidroeléctricas: tienen alto costo de inversión,
costos variables prácticamente nulos. Ubicación y diseño determi­
nados por condiciones topográficas e hidrológicas del sitio.
Hasta hace poco el concepto de potencial hidroeléctrico era
estrictamente económico; así, se consideraba que era aquel capaz de
ser aprovechado, generando energía a costo no superior al de una
central térmica equivalente; hoy en día se toman en cuenta otros
factores no menos importantes, tales como: el valor energético, la
proximidad del centro de carga, la facilidad de acceso, la
simplicidad de ejecución, etc.
La generación de una central hidráulica es función del caudal
afluente a ella y de la capacidad de regulación del embalse para
diferir, la utilización de ese caudal según la conveniencia, además
de la potencia instalada en unidades generadoras.
El caudal afluente a una central hidroeléctrica presenta en general
una variación estacional por una parte, y por otra una caracterís­
tica de variable aleatoria, es decir, se conoce solo una distribu­
ción de probabilidades de ocurrencia de dichos caudales.
Otro aspecto importante en las centrales hidroeléctricas es que
cada una de ellas presenta características de operación que le son
propias: variación estacional y aleatoriedad de los aportes y
capacidad de regulación, pues estos están determinados por la
ubicación de la central y el diseño que es único.
Los costos de inversión dependen de las características del sitio
22
y son muy variables de uno a otro.
Una central se construye
habitualmente con varias unidades para tener un mejor aprovecha­
miento del caudal y de disponibilidad de potencia.
El valor de la producción de una central hidroeléctrica depende no
solo de las características propias de la central sino también, y
de una manera importante, del sistema eléctrico al cual se
incorpore (demanda y otras centrales existentes a la fecha de su
puesta en servicio y de las que se incorporen posteriormente).
En consecuencia, el diseño de una central (potencia instalada,
volumen de regulación, niveles de operación, etc.) no puede hacerse
en forma aislada sino que se debe tomar en cuenta las característi­
cas de producción del sistema eléctrico al cual se integraría y la
evolución futura de éste.
- Centrales
geotérmicas:Consisten
fundamentalmente
en
el
aprovechamiento de la energía térmica que se encuentra dentro de la
superficie terrestre.
Las turbinas geotérmicas no difieren mucho de las turbinas de vapor
convencional.
Una de las diferencias es su tamaño.
Las
geotérmicas son mayores que las convencionales. Otra diferencia es
el material con que deben ser construidas pues en las geotérmicas
se debe prevenir la corrosión y la erosión debido a gases no
condensables de naturaleza corrosiva. Se requiere una resistencia
a la erosión debido a que el vapor geotérmico es utilizado en
condiciones de saturación, y dado que el proceso de separación del
vapor no es total, el vapor geotérmico arrastra finas partículas de
agua potencialmente erosivas.
Su costo de inversión es alto y es casi nulo el costo de operación.
El tiempo que requiere para el mantenimiento es similar al de las
centrales de vapor convencional.
Centrales térmicas convencionales de vapor: tienen un menor
costo de inversión que las centrales hidroeléctricas. En cambio el
costo variable depende del combustible empleado (petróleo, carbón,
gas natural) y es en general elevado.
Las unidades requieren
períodos de mantenimiento que varían con el tamaño entre 30 y 45
días al año.
La indisponibilidad debida a salidas forzadas del
servicio es función entre otras características del tamaño de la
central y del tipo de combustible empleado.
Por otra parte los
consumos propios de energía eléctrica de la central son del 5% al
6% de la energía generada. La inversión presenta una economía de
escala importante, la que mejora con el tamaño en el rango de 50 a
300 Mw.
- Turbina a gas: estas unidades se caracterizan por tener un
bajo costo de inversión, pero elevados costos variables de
operación. Por este motivo tienen ventajas como unidades de punta
o de respaldo, excepto en condiciones especiales en que queman gas
23
n a tu ra l
b.-
a b a jo
c o sto .
Fuerte Inversion.
El sector eléctrico, especialmente en lo que se refiere a instala­
ciones de generación, es altamente intensivo en capital y, por lo
tanto, la expansión de la generación requiere de fuertes inversio­
nes. El sector eléctrico ocupa un papel importante en la inversión
nacional, especialmente si el desarrollo está basado en centrales
hidroeléctricas.
c.-
Vida Util.
La vida útil de las instalaciones se extiende por varias décadas.
En promedio es de 15 años para las turbinas de gas, 25 años para
las centrales térmicas de vapor y 50 años para las centrales
hidroeléctricas.
d.- Plazos de construcción.
Los períodos de desarrollo de los proyectos de generación son
largos.
Estudios preliminares o de inventario, prefactibilidad,
factibilidad y diseño definitivo, obtención de financiamiento y
construcción de una central toma de 5 a 6 años para una planta de
vapor y de 8 a 10 años para un proyecto hidroeléctrico.
e.-
Centrales de base y punta.
Se acostumbra clasificar los medios de generación en dos grandes
categorías: centrales que operan en la base del sistema y centrales
que operan en la punta del mismo. Las centrales térmicas de base
se caracterizan por un costo de inversión elevado y bajos costos de
producción; en consecuencia, se adaptan a un funcionamiento
continuo y tienen un, elevado factor de utilización. Las centrales
térmicas de punta presentan una situación inversa: bajos costos de
inversión y elevados costos de operación; se adaptan, por lo tanto,
para un funcionamiento de solo algunas horas al día.
Entre las centrales de base típicas se pueden mencionar las
geotérmicas, térmicas de vapor y diesel lentos; centrales de punta
son las turbinas de gas y diesel rápido.
La determinación de las características técnicas y económicas de
las centrales térmicas de cualquier tipo es una tarea relativamente
sencilla.
Para ello puede utilizarse la propia experiencia
nacional o bien la extranjera y también la información proporciona­
da por los fabricantes.
No ocurre lo mismo con las centrales hidráulicas; su evaluación
depende de una serie de condiciones locales, entre las que se
pueden citar las estadísticas hidrológicas, la topografía y
geología de la región, la facilidad del acceso al sitio, etc.
24
f .-
In te r r e la c ió n
con
la
dem anda.
Otro aspecto muy importante que se debe considerar es que no es
posible estudiar un proyecto aislado sin tomar en cuenta su
interrelación con la demanda que debe abastecer. Por una parte las
disponibilidades de generación de una central cualquiera son
variables en el tiempo. Por otro lado, la demanda eléctrica cambia
de hora en hora, según las necesidades de los consumos.
En cierta medida, es posible lograr una adaptación de disponibi­
lidades y demandas a través de un volumen de regulación de los
caudales de la central.
En sistemas de más de una central, ello se logra haciendo jugar a
las distintas centrales papeles diferentes en el abastecimiento de
las demandas, e incorporando además de centrales hidroeléctricas
proyectos térmicos que en alguna medida equivalen a embalses de
regulación estacional o interanual.
Es típico por ejemplo, que en una curva diaria de demanda, las
centrales de pasada vayan en la base en el diagrama de carga y las
centrales de embalse en zonas intermedias o de punta y el resto de
la curva sea llenada con plantas térmicas.
En temporadas o años lluviosos las centrales hidroeléctricas
tienden a bajar en la curva de carga dejando a las térmicas en la
punta, mientras en época de sequía los embalses pasan a la punta y
las térmicas llenan la zona superior de la base y la zona in­
termedia.
1.3.3.2.- Consecuencias de las características del equipamiento.
Las características mencionadas tienen diversas consecuencias:
Los beneficios de las economías de escala (en la inversión,
operación, disminución de la reserva, etc.), conducen a integran a
consumidores en sistemas eléctricos de gran tamaño que los conectan
físicamente a la producción.
Por la forma de la curva de carga del sistema, el capital no
es utilizado a plena capacidad, pues la variación de la demanda en
el día y su modulación durante el año exige tener instalaciones
necesarias para abastecer una demanda distinta en cada instante y
en especial una demanda máxima que se produce durante pocas horas
al año.
- Las diferencias en la estructura de costo de las alternativas
de generación, unida a la forma de la demanda, hacen que estas
alternativas no sean excluyentes sino más bien complementarias.
La complementación en las características de operación crea
una dependencia entre las diferentes centrales.
La instalación
25
óptima depende de la estructura de generación anterior y de la
estructura futura esperada.
No es posible analizar proyectos
aisladamente sino que es necesario estudiar su incorporación al
sistema existente.
Las diferencias de las unidades en cuanto a las característi­
cas de generación (distribución de probabilidades de potencia
disponible y energía, generable) , impiden comparar directamente dos
centrales generadoras. Una comparación directa entre proyectos no
garantiza que la mejor solución para el sistema sea la que dé un
máximo beneficio a mínimo costo individual.
Por lo tanto, deben estudiarse programas detallados de equipamiento
alternativo, es decir, una secuencia de instalaciones de centrales
y sistemas de transmisión específicos con su fecha de instalación,
ubicación, tamaño y forma de operación que abastezca la demanda
futura bajo ciertas condiciones.
El costo de producción no es único, la energía eléctrica es un
producto de diferente costo en función del nivel de la demanda
diaria y del período del año.
Por lo tanto, los kilovatios-hora
generados tienen un valor económico distinto según el momento en
que son producidos con respecto a la magnitud de demanda y no es
posible comparar los kilovatios-hora generados sin considerar la
oportunidad y seguridad con que es posible producirlos.
Los estudios deben abarcar un período de tiempo bastante largo
y las decisiones deben ser tomadas con suficiente anticipación. El
período de diseño y construcción es de 3 a 4 años para una planta
térmica y de 6 a 9 años para una central hidráulica
El almacenamiento indirecto en los embalses de centrales
hidroeléctricas y su gestión es fundamental en la operación
económica y en la seguridad del abastecimiento del sistema, y puede
tener también un papel importante en las decisiones de inversión de
centrales futuras.
- Si además de esto se toma en cuenta que cada una de las
alternativas pueden aparecer en diferentes épocas de un período
largo, siendo distinto cada programa en que las centrales aparecen
alternadas, queda en evidencia que en el establecimiento de
programas alternativos a su selección económica solo se podrá
proceder por medios mecanizados.
Para tal propósito se implementan una serie de programas computacionales complementarios, que permiten enfrentar por etapas
sucesivamente más precisas el problema del equipamiento.
1.3.3.3.- Representación de los factores de producción.
En la representación de los factores de producción es importante
para las centrales hidroeléctricas, centrales termoeléctricas y
26
sistema de transmisión, la forma de considerar las variables de
instalación asociadas a los costos de inversión y aquellos aspectos
que tienen incidencia en el costo esperado de operación.
a.- Proyectos hidroeléctricos.
Entre los aspectos más importantes en la representación de las
Centrales hidroeléctricas en los modelos matemáticos utilizados en
estudios de planificación se puede mencionar:
Potencia a instalar en proyectos futuros: En los estudios de
expansión de la generación los proyectos hidroeléctricos
pueden representarse en forma agrupada por tipos de proyectos
de características similares o en forma individual con sus
características propias.
En este último caso se puede
considerar cada proyecto con un diseño predefinido u ofrecer
varias alternativas excluyentes para seleccionar en el modelo
la' más atractiva desde el punto de vista del sistema.
Aleatoriedad hidrológica: La representación de este fenómeno
es de gran complejidad. Además de la variabilidad misma de la
generación del conjunto de centrales hidroeléctricas en un
período determinado, generalmente el año, debe tomarse en
cuenta las correlaciones entre las energías generables de las
distintas centrales del sistema y la variación estacional a lo
largo del año.
En general, se adopta para estudios de muy largo plazo, un
número reducido de condiciones hidrológicas que representen la
distribución de probabilidades de energías generables del
sistema.
Para estudios de mediano plazo y para analizar la
operación de embalses se recurre a un mayor número de condi­
ciones hidrológicas.
En cuanto a la correlación de la energía generable entre
centrales y entre meses, las soluciones pueden ser, entre
otras, aceptar independencia absoluta, utilizar probabilidades
condicionales o adoptar años estadísticos reales para las
condiciones hidrológicas típicas.
-
Operación de embalses estacionales e interanuales: La energía
generable por las centrales con embalses puede ser definida
previamente a través de estudios de simulación o de optimiza­
ción descentralizados para cada central o conjunto de centra­
les conectadas hidráulicamente, que es lo habitual en estudios
de largo plazo.
Alternativamente, puede formar parte del
modelo la determinación de la operación de los embalses, lo
cual es más habitual en modelos de mediano plazo si los
volúmenes de regulación y la participación hidroeléctrica son
apreciables.
27
b.- Centrales termoeléctricas.
-
Variables de inversion: Habitualmente las unidades se repre­
sentan en forma discreta e individualmente; sin embargo, en
modelos de muy largo plazo pueden utilizarse variables
continuas o agrupar unidades de características similares.
Costo variable: El consumo de combustible, y por lo tanto, el
costo variable cambia con el nivel de producción.
Sin
embargo, en los estudios de planificación se recurre habitual­
mente a una representación simplificada tomando un consumo
específico constante o separando la unidad térmica en dos
bloques.
En algunos casos se recurre a una simplificación
adicional de agrupar unidades.de costo variable similar en una
unidad equivalente.
Disponibilidad: Se ve afectada por el período de mantenimiento
programado y por la indisponibilidad forzada.
El mantenimiento programado puede ser determinado con un
programa de optimización o de tipo heurístico o ser estableci­
do a priori.
La manera de tomar en cuenta la indisponibilidad forzada puede
ser tan simple como reducir la potencia de las unidades en la
tasa de indisponibilidad o la aplicación de métodos elaborados
y eficientes como la simulación probabilística.
-
Las restricciones de operación a tomarse en cuenta, aparte de
la potencia máxima de cada unidad, son: el mínimo técnico de
operación de la misma, la exigencia de reserva rodante en el
sistema, el tiempo de puesta en marcha.
c.- Sistemas de Transmisión.
En los estudios de planificación de obras de generación interesa
tomar en cuenta, por una parte, las inversiones en los sistemas de
transmisión asociadas a los programas de obras de generación, y por
otra parte, los efectos que sobre el costo de operación tienen las
limitaciones de transmisión.
Sin embargo, dada la complejidad del problema conjunto generacióntransmisión, es habitual desarrollar modelos uñinodales o concen­
trar la demanda y producción en un número reducido de nudos y
representar sólo las transmisiones por los sistemas troncales.
1.3.4.-
CRITERIOS DE SEGURIDAD DEL SISTEMA.
,E1 objetivo de la planificación de sistemas eléctricos es realizar
estudios que conduzcan a tomar decisiones para el desarrollo del
sistema que permitan satisfacer el crecimiento del consumo con una
buena calidad del servicio y al mínimo costo. En la práctica las
28
empresas productoras de electricidad enfrentan una demanda que no
varia respecto de las alternativas de generación que se seleccione.
En consecuencia, el criterio de máximo beneficio puede ser
expresado como un objetivo de determinar un programa de obras de
generación que abastezca la demanda a costo mínimo.
Se entiende
que este abastecimiento se realiza con "un grado de seguridad
razonable".
Como consecuencia de fenómenos aleatorios como son los aportes a
las centrales hidráulicas, las fallas de unidades y sistemas de
transmisión, es imposible asegurar una confiabilidad cien por
ciento. En una primera aproximación puede pensarse en definir como
razonable un cierto límite o umbral de calidad del cual no puede
bajarse-.
Este criterio es corrientemente usado, definiendo un
criterio de reserva o confiabilidad a través de un índice al cual
se le exige cierto valor, por ejemplo, el margen de reserva que
cubra la probabilidad de pérdida de carga, la probabilidad de
pérdida de energía, o el abastecimiento de la demanda en condicio­
nes hidrológicas desfavorables. Sin embargo este criterio no toma
en cuenta la diferencia de seguridad que presentan situaciones que
cumplen con el valor límite.
Asociado a cada sistema eléctrico y su grado de confiabilidad hay
un costo de producción y un costo correspondiente en la economía
nacional que provocan las fallas de abastecimiento.
Pero, estos objetivos: costo y calidad del servicio, son evidente­
mente contradictorios. Un aumento en la confiabilidad se consigue
con incrementos importantes de los costos de inversión y operación
de los sistemas eléctricos.
Es función de la planificación de
sistemas eléctricos establecer un adecuado compromiso entre ambos.
En el análisis de la confiabilidad
conveniente distinguir dos aspectos:
de
sistemas
eléctricos
es
Por una parte hay que poder predecir el comportamiento futuro
del sistema y ser capaz de calcular matemáticamente la confiabili­
dad del sistema.
Por otra parte, hay que responder a la pregunta ¿cuán
confiable debe ser el sistema?, para lo cual es necesario determi­
nar los costos de un aumento de confiabilidad y los beneficios que
este aumento produce.
2.-
DESCRIPCION DE LA METODOLOGIA UTILIZADA
2.1.- GENERALIDADES
La metodología descrita a continuación permite simular determi­
nisticamente el despacho de cargas del sistema eléctrico para
estudios de expansión de su capacidad de generación, planificación
global de la operación del sistema, análisis económicos de
29
a l t e r n a t i v a s de p r o d u c c ió n y e s t im a c ió n de c o s t o s
c o m b u s tib le s .
o p e r a tiv o s y de
El programa computacional desarrollado utiliza dos grupos de datos
de entrada. El primer grupo corresponde al catálogo de proyectos
eléctricos existentes y futuros, asi como otros parámetros que
normalmente tienen poca variación en los estudios de alternativas.
El segundo grupo de datos se refiere a los planes de expansión que
se definan como alternativas e incluye las fechas de entrada y
salida de operación de las centrales del catálogo para cada plan de
obras previamente especificado.
La simulación se realiza en curvas mensuales de duración integradas
en forma de curvas energía-potencia, utilizándose la representación
analítica de Jacoby. La colocación de las centrales en la curva se
realiza según las siguientes prioridades:
base obligatoria de las unidades termoeléctricas (restriccio­
nes operativas y de sistema),
base obligatoria de centrales hidroeléctricas (restricciones
y/o energía no controlable con la capacidad de regulación
existente),
-
energía controlable hidroeléctrica (colocación optimizada en
la curva de carga de modo de aprovechar el máximo de la
energía y potencia de punta disponibles), y
resto de las plantas termoeléctricas (prioridad de acuerdo a
sus costos variables, incluidos combustibles). En este último
caso el costo de la energía no servida es asimilado al costo
variable de una central térmica ficticia de capacidad infinita
y factor de indisponibilidad nulo.
2.2.-
2.2.1.-
M E TODOLOGIA UTILIZADA
CONCEPTOS GENERALES Y LIMITACIONES
Como ya se mencionó en párrafos anteriores, la metodología
utilizada para el despacho simulado de cargas es del tipo determinístico, donde la salida forzada de unidades generadoras se
representa a través de la correspondiente reducción continua de la
potencia efectiva, la hidrología a través de hidrocondiciones
predeterminadas y sus correspondientes probabilidades y la demanda
mediante valores previstos predefinidos.
En general, las posibilidades de falla en el análisis de planes de
expansión se presentan sólo para algunos meses críticos y para
ciertas condiciones hidrológicas extremas. Por lo tanto, no siempre
se justifica emplear enormes tiempos de computación en la realiza­
ción de despachos probabilísticos que, salvo para dichas condicio­
nes críticas, dan resultados finales similares. La rapidez de
30
cálculo del despacho determinístico permite que, para investigar
probabilidades exactas de déficits en períodos críticos, se simulen
diferentes configuraciones del sistema (correspondientes a estados
de contingencia simple, doble, etc...) y se calculen los valores
probables de déficit a través de las correspondientes probabilida­
des de salida forzada.
En el caso de análisis de planes de expansión es posible simular la
operación para diferentes fechas de entrada de los proyectos
futuros y valorizar las variaciones de costo esperado de la energía
no servida en relación al desplazamiento de inversiones y costos
fijos.
El despacho es del tipo uninodal, pero encontrado el despacho
óptimo total, es posible distribuirlo geográficamente, ya que se
conoce la localización de las plantas.
Las centrales hidroeléctricas se despaqhan de acuerdo con la
energía mensual disponible según la correspondiente hidrocondición.
Las centrales termoeléctricas se despachan en orden creciente de
sus costos variables. Estos criterios llevan a las siguientes
consideraciones:
Dado que las centrales hidroeléctricas no se despachan de
acuerdo a sus costos variables, todas ellas (existentes y
futuras) tienen la misma preferencia de colocación, tanto para
sus bases obligatorias, como para sus energías firmes y
secundarias.
Esto es muy útil en el caso en que se quiera usar el programa
para analizar contratos de intercambios energéticos entre
empresas, donde la colocación de energía secundaria debe ser
distribuida proporcionalmente entre las centrales y empresas.
La contribución energética marginal de un nuevo proyecto
deberá ser calculada a través de la diferencia de producción
del sistema con y sin el proyecto en cuestión.
El despacho económico de las unidades térmicas impide que se
consideren limitaciones de generación por restricciones de
combustible, recursos financieros y otras. En otras palabras,
se supone que siempre será más económico generar energía hasta
con las plantas menos eficientes, que aumentar los déficits.
La única forma de imponer este tipo de limitaciones en la
actual versión del programa es reducir en forma ficticia la
capacidad efectiva de las plantas.
2.2.2.-
ALGORITMO DE CALCULO DEL DESPACHO DE CARGAS
El despacho se realiza a través de las siguientes prioridades: base
térmica obligatoria, base hidroeléctrica obligatoria, resto de
disponibilidades
hidroeléctricas,
resto
de
disponibilidades
termoeléctricas y déficits. Para la localización de las centrales
31
s e u t i l i z a n c u r v a s m e n s u a le s i n t e g r a d a s d e c a r g a ,
fo rm a a n a l í t i c a .
r e p r e s e n t a d a s en
Curvas de Carga
La curva integrada de la curva de duración de cargas (energía en
abscisas y potencia en ordenada) puede ser representada en forma
adimensional a través de 2 partes: una línea recta por el origen
(puntos 0 y A) con pendiente igual al factor de carga y una curva,
aproximadamente parabólica tangente a dicha línea en su intersec­
ción con la paralela al eje de abscisas a la altura de la relación
carga mínima/carga máxima (punto A ) , así como tangente a la
paralela al eje de las ordenadas a la distancia unitaria (punto
superior B ) .
En la práctica se ha verificado que la representación analítica de
la curva AB, en general, no involucra errores superiores al 1.5 %
de los valores reales de la curva de duración. En forma analítica
la curva integrada (llamada también curva modificada de carga) se
puede representar solamente por 2 parámetros exógenos: relación
carga mínima/carga máxima y factor de carga.
De este modo cualquier potencia P despachada en la base OA
representa una energía igual a P/FC, donde FC = factor de carga.
Por otra parte, cualquier potencia despachada en la punta, de B
,hacia A, representa ,una energía igual a P2/(AxP+B) donde:
FC X ( 1 - M) X ( 2 X FC - M - 1)
A = -------------------------------(FC - M) 2
FC X (1 - M)2 X (1 - FC)
B = ---------------------------(FC - M) 2
siendo M = relación carga mínima/carga máxima.
32
Para cada mes el programa calcula el FC correspondiente a la
previsión de energía y demanda máxima e interpola exponencialmente
M entre los valores dados para el año base y el año final del
período de estudio.
-
Despacho de Base Térmica Obligatoria
Las bases térmicas obligatorias son sumadas, despachadas en
conjunto y luego desagregadas. Si no toda la potencia de base tiene
cabida (potencia agregada es superior a la carga mínima del raes),
la energía perdida por falta de mercado en la base se distribuye
entre las centrales térmicas en forma proporcional a sus respec­
tivas potencias obligatorias. En este caso no se asignan priorida­
des económicas y el grado de violación de las restricciones de base
se mantienen igual para todas las centrales.
Despacho de Base Hidroeléctrica Obligatoria
Esta restricción se considera menos rígida que la correspondiente
a las plantas térmicas, por lo que esta base hidroeléctrica se
despacha en la base remanente de la curva de carga. El criterio
empleado es similar al del caso anterior, es decir, si la energía
no tiene cabida en la base, las pérdidas son distribuidas en forma
proporcional a las potencias obligatorias.
Cabe señalar que la base obligatoria de las centrales hidro­
eléctricas pueden verse incrementadas debido a la incapacidad del
volumen de embalse disponible para modular todo el caudal afluente.
En este caso, la base por energía no controlable es comparada con
la base obligatoria por restricciones operativas, colocándose como
base el mayor de ambos valores.
Despacho de Energía Hidroeléctrica Remanente
La energía y potencia de punta disponible después de ser des­
contados los valores de base, se colocan en la curva de carga en
forma optimizada, es decir, minimizando las eventuales pérdidas de
energía y potencia. La colocación se hace en bloque para el
conjunto de centrales, desagregándose los valores colocados de modo
que las pérdidas eventuales se distribuyan en forma proporcional a
los valores disponibles de cada central.
Despacho de Energía Termoeléctrica Complementaria
La energía complementaria requerida se genera con las potencias
termoeléctricas disponibles luego de descontadas las correspondien­
tes bases obligatorias. El despacho se realiza en forma individua­
lizada y por orden creciente de costos de generación, quedando como
última alternativa, la operación de la central térmica ficticia
asignada al costo del déficit.
'Debido á qué la curva de duración o modificada de carga permite el
33
"empuntamiento" exagerado de una central (al operar en la zona de
tangencia superior de la curva), ha sido especificado un procedi­
miento para evitar que las centrales puedan operar menos que el
número de horas dado por el período de punta diaria, multiplicado
por el respectivo número de días del mes. Este procedimiento obliga
a que una central que no cumple con este requisito, sea re-despa­
chada en forma agregada con la precedente, hasta que el conjunto
cumpla con la restricción, desagregándose posteriormente los
* valores colocados en las correspondientes centrales individuales.
-
Costos Operativos
La generación obtenida del despacho corresponde a energía neta, es
decir, descontados los consumos propios, pérdidas de transmisión y
otras. Para el cálculo de los costos variables de O & M y combusti­
bles se considera la generación bruta, o sea, aumentada en los
'valores' antes indicados. La cantidad empleada y el costo de
combustible se calcula mediante las expresiones siguientes:
CANTIDAD
DE
COSTO
COMBUSTIBLE
DE
=
CONSUMO ESPECÍFICO
-------------------------PODER CALORÍFICO
COMBUSTIBLE
= CANTIDAD
x
x GENERACIÓN
PRECIO
BRUTA
COMBUSTIBLE
El precio de los combustibles puede ser
escalado mensualmente
mediante una tasa acumulativa mensual equivalente a la tasa anual,
si es que se considera conveniente.
2.2.3.-
ANALISIS REALIZADOS.
Dentro del trabajo se asumió que los planes de expansión definidos
por cada país fueron realizados con base en estudios clásicos de
planificación y que fueron seleccionados entre las alternativas
posibles de ser llevadas a la práctica.
Esta hipótesis permitió
enmarcarle dentro de los alcances propuestos.
Para el plan de
expansión dado de cada país se determinó el costo de operación de
su sistema.
,Debido .a que el equipamiento eléctrico de los países del Istmo
Centroamericano es fundamentalmente hidroeléctrico, lo cual tiene
como consecuencia que la oferta de energía sea aleatoria por las
características hidrológicas de los aprovechamientos, se realizaron
diferentes simulaciones de la operación de los sistemas para cuatro
condiciones hidrológicas, desde la menos ventajosa (hidrocondición
seca), hasta la más favorable (hidrocondición húmeda) y se
obtuvieron sus respectivos costos de operación. Adicionalmente se
determinó la operación esperada de las centrales y sus respectivos
costos asociados.
A seguir se estructuró un sistema eléctrico uninodal formado por
todos los países de la región.
La demanda total de este nuevo
sistema es, en energía la suma de las energías individuales de cada
34
país, y en potencia, la suma de las demandas máximas coincidentes
de los países. En este nuevo sistema se supone que cualquier país
puede vender energía a otro país si es que éste lo requiere.
Con esto se consiguen tres beneficios: un mejoramiento en el factor
de planta, una reducción en la demanda máxima y una disminución de
los costos operativos.
Para este nuevo sistema fueron determinados los costos de operación
para cada una de las hidrocondiciones ya definidas.
El plan de
expansión es el determinado por la suma de los planes de expansión
de todos los países.
Adicionalmente, se estudiaron algunas alternativas de expansión del
sistema; específicamente se analizó la postergación de inversiones
debido al aplazamiento de algunas centrales que, al disminuir la
demanda máxima del sistema, podían retrasar su fecha de entrada en
servicio.
En las alternativas consideradas, muchas de las centrales por ser
comunes a todas ellas, no tienen un carácter relevante, ya que su
generación es un factor que afecta a todas por igual, por tanto,
sus costos de inversión son los mismos para todas las alternativas
y puede no ser considerado dentro de los costos analizados, sin que
esto quite generalidad al problema planteado.
s
En estos planes se procura que no exista desabastecimiento pues
representa un riesgo de desconfort social e inhibición de la
actividad económica, castigando a consumidores que, eventualmente,
hicieron inversiones significativas en la ampliación de sus
instalaciones.
3.-
DESCRIPCION DE LOS DATOS UTILIZADOS
3.1.- DATOS GENERALES
- Año Inicial del Archivo de Datos: primer año de la serie de datos
de demanda y período de estudio (aunque para la simulación pueden
ser utilizados sub-períodos que se inicien más tarde).
- Año Final del Archivo de Datos: último año del período de
estudio, lo que determina el número máximo de años que podrán ser
simulados.
- Número de Horas de Punta Diaria: duración media de la punta de
los días de trabajo, la que se considera constante durante todo el
período del estudio (utilizada para estimar la máxima energía de
,punta de centrales hidroeléctricas y restricciones de carga en los
despachos de punta de las centrales).
- Número de Proyectos Hidroeléctricos: máximo número de centrales
hidroeléctricas, existentes y futuras, que podrán ser utilizadas en
/
35
el
e s tu d io .
- Número de Hidrocondiciones: máximo número de años hidrológicos
que se pueden simular para cada año de demanda.
- Número de Proyectos Termoeléctricos: máximo número de centrales
o unidades termoeléctricas, existentes y futuras, que podrán ser
utilizadas en el estudio.
- Poder Calorífico Combustible de Referencia [kCal/kg]: utilizado
para expresar el consumo total de combustibles en millones de kCal,
combustible equivalente u otra unidad común que desee el usuario.
- Escalamiento Anual Precio Combustibles [%]: empleado para escalar
mensualmente el costo de todos los combustibles en la misma
proporción (hipótesis de escalamientos relativos diferentes para
algunos combustibles deben ser enfocados como análisis de sen­
sibilidad mediante cambios en el catálogo).
- Costo de Energía no Servida [$/MWh]: valor medio asignado a la
energía no suministrada (costo de déficit).
3.2.-
PREVISION DE DEMANDAS
- Demandas Máximas Mensuales [MW]: para el períodocomprendido
entre los años inicial y final del archivo de datos.
- Energías Mensuales (GWh): para el períodocomprendido
años inicial y final del archivo de datos.
entre los
- Relaciones Mensuales de Carga Mínima/Carga Máxima: para los años
base (anterior al inicial del período de estudio) y final.
3.3.-
.
DATOS CENTRALES HIDROELECTRICAS
- Nombres Centrales: cadena alfanumérica de hasta 30 caracteres.
- Potencia Máxima [MW]: en bornes de generador (máxima efectiva de
la central).
- Potencia Base Mínima [MW]: valor mínimo continuo debido a
restricciones eléctricas o hidráulicas (ecología, usos no energéti­
cos, etc...).
- Indisponibilidad Forzada [%]: válida para todo el período de
simulación (situaciones de antes y después de rehabilitaciones,
mantenimiento mayor, etc.. son tratadas mediante la incorporación
de 2 centrales: actual/reparada).
- Indisponibilidad Programada [%]: valor medio para todo el período
de simulación, incluyendo el mantenimiento preventivo normal y las
36
reparaciones mayores (se acepta que siempre podrá manejarse la
programación del mantenimiento de cada unidad de manera de evitar
la superposición critica de retiros).
- Factor de Reserva Operativa [%]: valor que, por las caracte­
rísticas propias de cada central, se deja como reserva girante y
rápida en el sistema, en relación a su potencia máxima (la reserva
operativa no es utilizada en el despacho de cargas de la central).
- Consumos Propios [%]: valor de producción auto consumida por la
planta para su propia operación, en relación a su generación bruta
(se supone el mismo % para energíay capacidad).
- Factor de Pérdidas de Transmisión
y Otros [%]: pérdidasasociadas
a la transmisión hasta SS/EE de AT, y/o por otros conceptos, en
relación a su generación neta.
- Volumen de Regulación [MWh]: volumen de regulación, expresado en
unidades energéticas, utilizado para modulación diaria y semanal de
los caudales (se supone que la simulación de embalses de mayor
capacidad ya ha sido realizada mediante modelos para optimizar
estrategias hidrotérmicas de largo plazo).
- Costos Variables [$/Mwh]: parte
de los costos deoperación
mantenimiento que son proporcionales a la generación.
3.4.-
y
DATOS CENTRALES TERMOELECTRICAS
- Nombres Centrales: cadena alfanumérica de hasta 30 caracteres.
- Potencia Máxima [MW]: en bornes de generador (máxima efectiva de
la central o unidad).
- Potencia Base Mínima [MW]: valor mínimo
restricciones eléctricas o de otro tipo.
continuo
debido
a
- Indisponibilidad Forzada [%]: válida para todo el período de
simulación (situaciones de antes y después de rehabilitaciones,
mantenimiento mayor, etc.. son tratadas mediante la incorporación
de 2 centrales: actual/reparada).
- Indisponibilidad Programada [%]: valor medio para todo el período
de simulación, incluyendo el mantenimiento preventivo normal y las
,reparaciones mayores (se acepta que siempre podrá manejarse la
programación del mantenimiento de cada unidad de manera de evitar
la superposición crítica de retiros).
- Factor de Reserva Operativa [%]: valor que, por las caracte­
rísticas propias de cada central, se deja como reserva girante y
rápida en el sistema, en relación a su potencia máxima (la reserva
operativa no es utilizada en el despacho de cargas de la central) .
37
- Consumos Propios [%]: valor de producción auto consumida por la
planta para su propia operación, en relación a su generación bruta
(se supone el mismo % para energía y capacidad).
- Factor de Pérdidas de Transmisión y Otros [%]: pérdidas asociadas
a la transmisión hasta SS/EE de AT, y/o por otros conceptos, en
relación a su generación neta.
- Costos Variables [$/Mwh]: parte de los costos de operación y
mantenimiento que son proporcionales a la generación (excluidos los
combustibles).
- Consumos Específicos [kCal/kWh]: consumo específico medio de la
central (o unidad) considerando las degradaciones que se producen
a través de la operación y las recuperaciones de eficiencia por
mantenimientos y rehabilitaciones (se considera independiente del
nivel de producción ya que, a largo plazo, la eficiencia media está
más asociada a la forma como es operada la unidad, que a la carga
media del período).
- Poder Calorífico del Combustible [kCal/kg]: contenido calórico
medio del combustible en la forma como es usado en la planta (o de
la mezcla de combustibles, si es el caso).
- Costo del Combustible [$/Ton]: costo del combustible como es
utilizado en la planta, es decir, incluidos los costos de trans­
porte, descarga y almacenamiento.
3.5.-
DISPONIBILIDADES HIDROENERGETICAS
Para cada hidrocondición debe darse la energía mensual disponible
en cada central hidroeléctrica, según los estudios de optimización
de las estrategias de operación hidrotérmica de largo plazo, así
como la probabilidad correspondiente a cada hidrocondición. Estos
valores son expresados en unidades de energía. (GWh por mes).
3.6.-
PRESUPUESTOS DE INVERSION DE LOS PROYECTOS.
Valores expresados en miles de US$ con su respectivo calendario de
desembolsos, los mismos que permitirán determinar los intereses
durante la construcción.
Para los proyectos
alternativas no es
inversión.
3.7.-
que son considerados comunes a todas las
necesario especificar sus presupuestos de
ALTERNATIVAS CONSIDERADAS
El período de análisis comprende desde el año 1992 hasta el año
2000.
Para cada uno de los países de la región, se realizó la
operación simulada mensual del sistema, y luego se obtuvieron sus
valores anuales. Esta operación fue realizada para cada una de las
38
cuatro hidrocondiciones especificadas y finalmente se obtuvo su
valor esperado, dando a cada hidrocondición un peso respectivo
(probabilidad de ocurrencia).
Adicionalmente se crearon 4 alternativas más, las mismas que se
describen posteriormente.
Para cada una de ellas se realizó la
simulación de la operación, se determinaron la generación de las
centrales, los costos respectivos y de cuantificó la cantidad de
combustibles requeridos.
Debido a que hasta el año 1996 las decisiones de inversión ya están
prácticamente tomadas y que por tanto no es posible postergarlas,
las alternativas analizadas comprenden un período común de 1992 a
1996 y diferencias a partir de 1997 hasta el año 2000.
Fue tomada como alternativa básica el equipamiento definido por
cada país y se consideró al Istmo Centroamericano como un único
nodo.
La alternativa 1 supone una postergación, hasta el año 2001, de las
inversiones de las centrales que utilizan para su operación
derivados del petróleo y las unidades 2 y 3 de la Central geotérmi­
ca Montegalán de Nicaragua.
La alternativa 2 supone una postergación, adicional a la alternati­
va 1 de la unidad 1 de la central geotérmica Montegalán de
Nicaragua.
La alternativa 3 supone una postergación, adicional a la alternati­
va 2 de la central hidroeléctrica El Palmar de Guatemala.
Para cada país se ha estructurado un grupo de cuatro cuadros; el
primer cuadro
contiene la proyección de la demanda eléctrica,
tanto para potencia como para energía; el segundo y tercer cuadro
las principales características, tales como potencias instalada y
disponible, los consumos propios, las pérdidas, los mantenimientos,
etc., de las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas, respecti­
vamente y el cuarto cuadro las afluencias hidroenergéticas de los
aprovechamientos hidroeléctricos, expresados en GWh.
Basado en la información histórica del año 1987 y disponible en la
CEPAL, se determinaron los consumos mensuales, la demanda máxima,
los factores de carga y las correspondientes relaciones carga
mínima/carga máxima de todos los países.
De esta manera, los cuadros 1, 2, 3 y 4 contienen la información de
Costa Rica, del cuadro 5 al cuadro 8 la información de El Salvador,
la información de Guatemala están contenida en los cuadros 9 al 12,
del 13 al 16 está la información de Honduras, del 17 al 20 la
información de Nicaragua y finalmente, la información de Panamá se
encuentra detallada en los cuadro 21 al 24
39
El
cu ad ro
25
p re se n ta
lo s
p re su p u e sto s
de
in v e r s ió n
de
lo s
p r o y e c t o s e l é c t r i c o s q u e no s o n com unes a t o d a s l a s a l t e r n a t i v a s
c o n s id e r a d a s .
En el cuadro 26 está el programa de expansión de la generación de
los países del Istmo Centroamericano, los cuadros 27, 28 y 29
contienen los proyectos eléctricos que han sido postergados y que
forman cada una de las alternativas de análisis.
Adicionalmente sé incluyen, en anexos, el equipamiento existente y
los planes de expansión de los distintos paises.
4.-
PRINCIPALES RESULTADOS OBTENIDOS
4.1.- OPERACION AISLADA DE LOS SISTEMAS.
Para todos los países se ha elaborado un grupo de 5 cuadros: uno
para cada una de las cuatro hidrocondiciones y el quinto para el
valor esperado. Los cuadros contienen la producción anual de las
centrales existentes a la fecha para cubrir la demanda del país,
los costos totales de operación del sistema eléctrico, los costos
causados exclusivamente a la compra de combustibles y la cantidad
de combustible utilizada para la producción de energía eléctrica,
tanto para el diesel como para el bunker C.
Para realizar las simulaciones se ha supuesto que todas las
centrales se encuentran disponibles de operar en las fechas
definidas.
Se han respetado los programas de mantenimiento y
reparaciones completas de las centrales definidos en los respecti­
vos planes de expansión.
4.1.1.- Costa Rica»
El cuadro 30 contiene la información antes indicada, expresada en
valores esperados, para Costa Rica, los cuadros 31, 32, 33 y 34 se
refieren, respectivamente, a la operación del sistema cuando
ocurren las hidrocondiciones ya definidas anteriormente.
Un resumen de los principales resultados, expresados
esperado para Costa Rica, se muestra a continuación:
COSTA RICA: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles USS)
T otal Combustible
1992
1993
1994.
1995
1996
1997
1998
1999
2000
TOTAL
33057
42225
33597
27860
24584
39889
34988
19537
20701
276438
27724
32423
26792
22608
19905
30549
29784
15466
15867
221118
Miles de B arri les
Bunker
Diesel
Total
125
139
126
104
89
121
51
23
23
801
1019
1197
981
830
732
1135
1155
602
618
8269
1144
1336
1107
934
821
1256
1206
625
641
9070
D é f ic it
(GWh)
5
12
6
4
2
8
0
0
0
37
en valor
40
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 221.1
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 276.4 millones.
Dentro de este último valor se incluyen US$
21.6 por concepto de energía no suministrada.
Para la situación del valor esperado, el monto del desabastecimien­
to de energía es de 36 GWh durante todo el período.
Sin embargo,
de presentarse una situación hidrológica crítica, este valor
asciende a 361 GWh, tal como puede observarse en los cuadros 30 y
31. En los dos casos este déficit se distribuye desde 1992 hasta
1997.
4.1.2.- El Salvador.
El cuadro 35 contiene la información antes indicada, expresada en
valores esperados, para El Salvador, los cuadros 36, 37, 38 y 39 se
refieren, respectivamente, a la operación del sistema cuando
ocurren las hidrocondiciones ya definidas anteriormente.
Un resumen de los principales resultados, expresados
esperado para El Salvador, se muestra a continuación:
en valor
EL SALVADOR: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$)
T otal Combustible
M iles de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
D é fic it
(GUh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
35266
33826
44020
52265
37303
35856
53828
60431
98491
29855
30789
40451
48264
33158
31228
44933
42227
40729
612
650
714
990
890
866
963
848
498
754
763
1104
1218
685
626
1104
1079
1270
1366
1413
1818
2208
1575
1492
2067
1927
1768
5
0
0
0
0
0
6
21
87
TOTAL
451286
341634
7031
8603
15634
119
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 341.6
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 451.3 millones.
Dentro de este último valor se incluyen US$
71.3 millones por concepto de energía no suministrada.
En este país el monto del déficit, considerando el caso del valor
esperado, alcanza la suma de 119 Gwh, el valor máximo ocurre
durante el año 2000 con 87 GWh. De presentarse una situación con
hidrología crítica, el desabastecimiento llega a 403 GWh.
Así
mismo el máximo se produce en el año 2000 con 251 GWh.
Sin embargo,
en
el caso del valor esperado,
con
una
acertada
41
planificación de los mantenimientos y operación de los embalses de
las centrales, se podría eliminar totalmente esta ocurrencia.
4.1.3.- Guatemala.
El cuadro 40 contiene la información antes indicada, expresada en
valores esperados, para Guatemala, los cuadros 41, 42, 43 y 44 se
refieren, respectivamente, a la operación del sistema cuando
ocurren las hidrocondiciones ya definidas anteriormente.
Un resumen de los principales resultados, expresados
esperado para Guatemala, se muestra a continuación:
en
valor
GUATEMALA: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles USS)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
D é f ic it
(GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
22834
29382
30165
28019
31748
33023
31100
16498
20900
20856
27009
27520
25182
28672
29983
28128
13658
17754
713
827
1055
1286
1437
1452
1361
733
926
321
485
341
82
112
154
145
19
44
1034
1312
1396
1368
1549
1606
1506
752
970
54
100
57
1
6
55
52
7
16
TOTAL
243669
218762
9790
1703
11493
348
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 218.8
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 243.7 millones.
Dentro de este último valor se incluyen US$
25.4 millones por concepto de energía no suministrada.
En Guatemala el problema del desabastecimiento se presenta más
grave que en los países anteriores.
Para las dos situaciones
analizadas: crítica y esperada, los montos son de 346 GWh y 1978
GWh, respectivamente.
Los años críticos son los venideros, tal
como puede observarse en los cuadros 40 y 41.
Por las
características de
los sistemas eléctricos y la proximidad de los
déficits se ve con
preocupación que se los puedan cubrir.
4.1.4.- Honduras.
El cuadro 45 contiene la información antes indicada, expresada en
valores esperados, para Honduras, los cuadros 46, 47, 48 y 49 se
^refieren, respectivamente, a la operación del sistema cuando
ocurren las hidrocondiciones ya definidas anteriormente.
Un resumen de los
principales resultados, expresados
esperado para Honduras, se muestra a continuación:
envalor
42
HONDURAS: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (railes US$)
Total Combustible
M iles b l. D é fic it
(GUh)
Diesel
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
33475
18298
20934
19551
24908
27283
34681
43317
58480
15960
12167
13360
12126
15250
25184
32192
40386
52023
638
487
534
485
610
1007
1288
1615
2081
27
8
10
1
2
0
0
0
5
TOTAL
280927
218648
8745
53
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el
diesel, el costo que representa durante el período el consumo del
combustible asciende a la suma de US$ 218.6 millones; mientras que
el costo total de operación del sistema es de 280.9 millones.
Dentro de este último valor se incluyen US$ 31.6 millones por
concepto de energía no suministrada.
En Honduras el déficit no se presenta alarmante y con una planifi­
cación de los mantenimientos programados acertadamente, puede
evitarse.
Para valores esperados, el déficit asciende a 53 GWh,
mientras que para hidrológica crítica su valor es 149 Gwh,
Estos
aspectos pueden verse en los cuadros 45 y 46, respectivamente.
4.1.5.- Nicaragua.
El cuadro 50 contiene la información antes indicada, expresada en
valores esperados, para Nicaragua, los cuadros 51, 52, 53 y 54 se
refieren, respectivamente, a la operación del sistema cuando
ocurren las hidrocondiciones ya definidas anteriormente.
Un resumen de los principales resultados, expresados
esperado para Nicaragua, se muestra a continuación:
en valor
NICARAGUA: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
D é f ic it
(GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
24153
23746
25211
27386
34389
28949
24028
19851
20083
21678
21194
22564
24613
31164
25320
20214
15806
15993
1164
1114
1193
1270
1450
1233
1026
825
833
29
46
43
70
203
125
70
38
40
1193
1160
1236
1340
1653
1358
1096
863
873
12
18
10
19
62
38
20
10
11
TOTAL
227796
198546
10108
664
10772
200
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
43
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 198.5
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de US$ 227.8 millones. Dentro de este último valor se incluyen US$
13.1 millones por concepto de energía no suministrada.
Para la operación del sistema, expresada en valores esperados, se
tiene un déficit promedio anual de 22 GWh, en cambio para una
situación hidrológica desfavorable, el monto del déficit alcanza la
suma de 508 GWh. Estos resultados pueden verse en los cuadros 50
y 51, respectivamente.
4.1.6.- Panamá.
El cuadro 55 contiene la información antes indicada, expresada en
valores esperados, para Panamá, los cuadros 56, 57, 58 y 59 se
refieren, respectivamente, a la operación del sistema cuando
ocurren las hidrocondiciones ya definidas anteriormente.
Un resumen de los principales resultados, expresados en valor
esperado para Panamá, se muestra a continuación:
PANAMA: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
D é fic it
(GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
44480
42867
34568
42936
54712
45301
46277
42310
32325
39235
39127
31860
39614
48426
41863
42372
38553
29045
927
1133
1292
1420
1507
1704
2272
2092
1614
902
749
344
562
852
447
59
36
0
1829
1882
1636
1982
2359
2151
2331
2128
1614
4
1
0
0
5
0
0
0
0
TOTAL
385776
350095
13961
3951
17912
10
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 350
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 385.8 millones.
Dentro de este último valor se incluyen US$ 6
millones por concepto de energía no suministrada.
panamá,, analizando los resultados de valores esperados, no presenta
realmente déficit durante todo el período o sus valores son muy
pequeños (10 GWh en el período) . En caso de ocurrir una situación
hidrológica crítica, su valor alcanza los 100 Gwh durante todo lo
que resta de la década.
Por último, dentro de este grupo los cuadros 60 al 64 contienen la
suma aritmética de los resultados obtenidos para cada país. Estos
cuadros servirán para realizar comparaciones con las alternativas
definidas en el capítulo 2.
44
Un re su m e n d e l o s p r i n c i p a l e s r e s u l t a d o s ,
e x p r e s a d o s en v a l o r
e s p e r a d o p a r a e l I s t m o C e n t r o a m e r ic a n o , s e m u e s tr a a c o n t i n u a c i ó n :
ISTMO CENTROAMERICANO: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$) '
Total Combustible
Mi les de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
D é fic it
(GUh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
193265
190344
188495
198017
207644
210301
224902
201944
250980
155308
162709
162547
172407
176575
184127
197623
166096
171411
3541
3863
4380
5070
5373
5376
5673
4521
3894
3663
3727
3347
3247
3194
3494
3821
3389
4053
7204
7590
7727
8317
8567
8870
9494
7910
7947
107
139
83
25
77
101
78
38
119
TOTAL
1865892
1548803
41691
31935
73626
767
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 1548.6
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 1883.2 millones.
Dentro de este último valor se incluyen US$
129.9 millones por concepto de energía no suministrada.
El déficit total de la región alcanza un valor esperado de 767 GWh,
mientras que si ocurre la situación más desfavorable éste llega a
3500 GWh, es decir cerca de cinco veces más.
Con el fin de realizar los estudios de costos comparativos se
procedió a definir tres alternativas de postergación de inversio­
nes, las mismas que serán comentadas en los párrafos siguientes.
El ahorro que tiene el sistema por estas postergaciones se muestra
en los cuadros 65 a 67 para las alternativas 1, 2 y 3,
respectivamente. Un resumen de estos valores se dan a seguir:
Alternativa
Alternativa
Alternativa
Alternativa
4.2.-
básica
1
2
3
0.
(referencial)
151.99 millones de US$
186.99 millones de US$
189.33 millones de US$
ALTERNATIVA BASICA.
La alternativa básica, aquella formada por el mismo plan de
equipamiento de todos los países, permite un ahorro de energía más
cara que es sustituida por energía más barata. Concretamente, la
energía proveniente de central que consumen diesel es reemplazada
por energía de centrales que utilizan bunker C. Los cuadros 68 a
72 contienen,respectivamente, los resultados de este proceso para
el valor esperado y para cada una de las distintas hidrocondicio­
nes.
45
Un re su m e n d e l o s p r i n c i p a l e s r e s u l t a d o s ,
e s p e r a d o , s e m u e stra a c o n t in u a c ió n :
expresados
en
v a lo r
A lte rn a tiv a basica
ISTMO CENTROAMERICANO: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
181118
158697
154913
169595
186901
195592
222448
187584
200782
168189
145057
140185
153600
168725
174517
199720
164896
176253
4016
3937
5210
6095
6381
7081
8195
7145
7251
3836
2968
1856
1755
2155
1882
2088
1451
1829
7852
6905
7066
7850
8536
8963
10283
8596
9080
TOTAL
1657630
1491142
55311
19820
75131
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 1491.1
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de US$ 1657.6 millones.
Al operar coordinadamente los distintos sistemas eléctricos, ocurre
que los desabastecimientos de unos países son absorbidos por la
generación de otros, por lo que no existe restricción de energía,
aún en las situaciones más adversas.
Las transferencias de energía entre países, para tres condiciones:
valores esperados, crítica y favorable,
debido a la operación
coordinada del sistema se presenta en el siguiente cuadro:
46
Istmo Centroamericano:
Transferencias de energía en tre países (GWh)
(Valores Esperados)
Costa Rica El Salvador
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
-7 5 .3
197.7
240.3
201.0
8 2 .8
395.6
364.1
-2 7 .9
-8 9 .2
75.1
153.5
382.9
553.4
386.5
206.5
274.6
427.8
304.2
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
-508.0
-315.5
23.7
-435.4
-419.2
-49 0.7
-386.2
-582.5
-684.8
-29 6.9
-26 8.7
-68 .4
-3 1 .4
-5 .4
170.1
407.2
805.9
972.0
-3 2 .5
-50 1.0
-48 6.4
-4 0 4 .7
-29 4.6
-41 6.6
-53 9.6
-57 7.8
-602.5
837.5
734.5
-9 2 .2
117.2
249.8
132.8
-1 2 2 .2
-4 5 .7
101.0
Istmo Centroamericano:
Transferencias de energía en tre países (GWh)
(Hidrocondición c r ít i c a )
Costa Rica El Salvador
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
-8 9 .7
70.9
137.8
645.2
341.4
1041.7
653.4
330.3
158.5
125.5
95.4
493.1
572.0
372.6
272.6
403.6
578.1
550.8
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
-705.5
-53 .4
334.9
-177.1
-7 4 .8
-3.1
152.2
-211.5
-246.4
-355.3
-468.9
-437.0
-754.4
-66 6.8
-56 1.8
-478.1
602.1
711.5
-12 2.8
-68 6.9
-777.5
-7 2 2 .7
-564.1
-84 4.6
-912.1
-87 5.6
-91 4.6
1147.8
1043.2
248.7
437.2
591.7
95.3
181.2
-42 3.5
-2 5 9 .7
Istmo Centroamericano:
Transferencias de energía en tre países (GUh)
(Hidrocondición favorab le)
Costa Rica El Salvador
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
-9 0 .0
-3 .2
-65.1
-336.3
-410.1
-8 9 .3
200.5
-67 5.9
-67 1.7
-122.4
-1 6 .6
205.2
438.4
256.6
4 .0
-3 0 .0
220.4
56.9
Guatemala
Honduras
Nicaragua
Panamá
-46 1.8
-236.3
200.7
-153.4
-122.0
-319.2
-343.5
-500.1
-68 3.7
46.5
-5 1 .6
41 .8
125.2
135.8
304.3
455.6
621.4
799.6
140.9
-9 1 .4
-22 6.2
-14 7.4
-4 9 .2
-7 9 .6
-27 5.9
8 4 .8
42 .9
486.9
399.4
-15 6.3
74.1
193.1
179.9
-6 .5
249.4
456.2
Fuente: CEPAL sobre la base de datos o fic ia le s
Valores p o s itiv o s : importaciones
Valores negativos: exportaciones
4.3.-
ALTERNATIVA 1
La alternativa 1 es aquella que posterga, hasta el año 2001, las
inversiones de las centrales que utilizan para su operación
derivados del petróleo y las unidades 2 y 3 de la Central geotérmi­
ca Montegalán de Nicaragua.
Los cuadros 73 a 77 presentan los
resultados obtenidos de la simulación del sistema.
47
Un re su m e n d e l o s p r i n c i p a l e s r e s u l t a d o s ,
e s p e r a d o , s e m u e stra a c o n t in u a c ió n :
exp resados
en
v a lo r
A lte rn a tiv a 1
ISTMO CENTROAMERICANO: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Total
Bunker
Diesel
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
181118
158697
154913
169595
186901
198724
251397
223486
239594
168189
145057
140185
153600
168725
178035
228095
200211
214407
4016
3937
5210
6095
6381
6833
7344
6701
6740
3836
2968
1856
1755
2155
2201
3836
3184
3724
7852
6905
7066
7850
8536
9034
11180
9885
10464
TOTAL
1764425
1596504
53257
25515
78772
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
periodo el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 1596.5
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 1764.4 millones.
Por efecto de las postergaciones de inversiones de los proyectos
eléctricos considerados dentro de los planes de expansión de cada
uno e los países de la región se tienen beneficios por un monto de
US$ 152. millones.
Por tanto el costo total de operar el sistema
alcanza^ los US$ 1612.4 millones.
Este valor es inferior en US$
45.2 millones con respecto a la alternativa básica. Por tanto se
debe buscar otra alternativa que resulte ser más interesante.
4.4.-
ALTERNATIVA 2.
La alternativa 2 supone una postergación, adicional a la alternati­
va 1, de la unidad 1 de la central geotérmica Montegalán de
Nicaragua.
Los cuadros 78 a 82 contienen los resultados del
proceso de simulación de la operación del sistema.
Un resumen de los principales resultados,
esperado, se muestra a continuación:
expresados
en valor
48
A lte rn a tiv a 2
ISTMO CENTROAMERICANO: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles US$)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Total
Bunker
Diesel
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
181118
158697
154913
169595
186901
210680
265121
235996
252479
168189
145057
140185
153600
168725
189890
241678
212595
227158
4016
3937
5210
6095
6381
7007
7457
6864
6897
3836
2968
1856
1755
2155
2550
4298
3562
4121
7852
6905
7066
7850
8536
9557
11755
10426
11018
TOTAL
1815500
1647077
53864
27101
80965
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período-el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 1647.1
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 1815.5 millones.
Por efecto de las postergaciones de inversiones de los proyectos
eléctricos considerados dentro de los planes de expansión de cada
uno e los países de la región se tienen beneficios por un monto de
US$ 187 millones.
Por tanto el costo total de operar el sistema
alcanza los US$ 1628.5 millones.
Este valor es inferior en US$
29.1 millones con respecto a la alternativa básica. Por tanto se
debe buscar otra alternativa que resulte ser más interesante.
4.5.-
ALTERNATIVA 3.
La alternativa 3 supone una postergación, adicional a la alternati­
va 2, de la central hidroeléctrica El Palmar de Guatemala. En los
cuadros 83 a 87 se muestran los resultados de este proceso.
Un resumen de los principales resultados, expresados en valor
esperado, se muestra a continuación:
A lte rn a tiv a 3
ISTMO CENTROAMERICANO: RESUMEN DE RESULTADOS
(Valores Esperados)
Costos (m iles USí)
Total Combustible
M iles de B a rrile s
Bunker
Diesel
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
181118
158697
154913
169595
186901
210680
265121
247494
252479
168189
145057
140185
153600
168725
189890
241678
223575
227158
4016
3937
5210
6095
6381
7007
7457
7061
6897
3836
2968
1856
1755
2155
2550
4298
3859
4121
7852
6905
7066
7850
8536
9557
11755
10920
11018
TOTAL
1826998
1658057
54061
27398
81459
49
Para los costos de combustible utilizados: US$ 25/bl para el diesel
y US$ 18/bl para el bunker, el costo que representa durante el
período el consumo del combustible asciende a la suma de US$ 1658.1
millones; mientras que el costo total de operación del sistema es
de 1827 millones.
Por efecto de las postergaciones de inversiones de los proyectos
eléctricos considerados dentro de los planes de expansión de los
países de la región se tienen beneficios por un monto de US$ 189.3
millones.
Por tanto el costo total de operar el sistema alcanza
los US$ 1637.7 millones.
Este valor es inferior en US$ 19.9
millones con respecto a la alternativa básica.
Se podrían seguir buscando más alternativas, sin embargo existe el
riesgo de desabastecimiento para la hidrocondición crítica por lo
no es conveniente continuar haciéndolo. Por tanto la alternativa
3 sería considerada, dentro del aspecto energético y económico,
como el "mejor" plan de expansión del Istmo Centroamericano.
El siguiente cuadro resumen presenta los costos de operación de las
principales alternativas consideradas:
aislada,
integrada y
"mejor". Estos valores están expresados en millones de dólares.
ISTMO CENTROAMERICANO:
COSTOS DE LAS PRINCIPALES ALTERNATIVAS
(Millones US$)
ALTERNATIVA 3
AÑO
AISLADA
INTEGRADA
COSTOS
BENEF.
TOTAL
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
193.27
190.34
188.50
198.02
207.64
210.30
224.11
201.95
269.11
181.12
158.70
154.91
169.60
186.90
195.59
222.45
187.58
200.78
181.12
158.70
154.91
169.60
186.90
210.60
265.12
247.49
252.48
5.74
50.40
72.14
61.05
181.12
158.70
154.91
169.60
186.90
204.86
214.72
175.35
191.43
TOTAL
1 883.23
1 657.63
826.92
189.33
1 637.59
5.-
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1.-
CONCLUSIONES
El período de estudio comprende el corto y mediano plazos,
desde el año 1992 hasta el final de la década.
Cualquier
implicación posterior está fuera de su alcance.
50
Por razones de disponibilidad de tiempo, no ha sido posible
realizar un estudio más amplio para mostrar las ventajas que
ofrece la planificación y operación coordinadas.
Así mismo se ha asumido que los estudios de demanda de energía
eléctrica y su respectivo plan de equipamiento futuro es el
más probable y el mejor para cada país, respectivamente. No
se han hecho análisis de estos factores, aunque en estudios
posteriores deben ser realizados.
Toda la información utilizada ha sido suministrada por las
áreas responsables de los distintos países; sin embargo fue
necesario homogenizar la información para poder obtener
resultados comparables.
Sin embargo hay ciertas situaciones que son necesarias
comentarlas.
Una de ellas es el ritmo de crecimiento de la
demanda de Honduras y su correspondiente plan de inversiones.
Durante el último quinquenio su demanda creció sobre el 11%;
pero, los estudios de proyección de la demanda futura conside­
ran una tasa del 6%.
Preocupa también su futuro plan de expansión que considera,
hasta el final de la década una ampliación de su capacidad
instalada del orden de 140 MW, todos térmicos, de los cuales
100 MW son centrales de punta.
Otra situación que es necesaria indicar es el estado de
obsolescencia de los equipos de generación, muchos de los
cuales ya han sobrepasado su vida útil de operación.
En
ciertos países, como por ejemplo Nicaragua, se han realizado
mantenimientos completos a estas centrales, con el fin de que
operen un cierto periodo de tiempo adicional.
El- equipamiento, de ciertos países de la región está basado en
centrales geotérmicas, cuya producción es aleatoria y, en
ciertos casos, su indisponibilidad ha sido alta. Esto puede
provocar ciertos riesgos de desabastecimiento.
También debe ser comentado el retraso que han venido sufriendo
las nuevas inversiones en casi todos los países de la región.
Esta situación afecta al futuro inmediato, provocando, en casi
todos los países, de presentarse una situación hidrológica
crítica, desabastecimientos de energía.
Así mismo, ello ha motivado que las centrales de punta operen
más horas que lo técnicamente establecido, con el consecuente
deterioro de la central; sin embargo, esto es preferible a
soportar restricciones de energía.
Las ventajas que muestra la operación coordinada de los
sistemas eléctricos del Istmo Centroamericano resultan,
51
económicamente, ser muy interesantes.
Manteniendo el mismo
plan de equipamiento, se podría obtener un ahorro de US$ 22 5.6
millones durante el período 1992-2000, es decir de US$ 25
millones por año.
Debido a que la demanda de energía eléctrica de la región
centroamericana es complementaria, tanto durante el día como
durante el año, al operar el sistema coordinadamente, existe
un ahorro sustancial de consumo de diesel, el mismo que es
sustituido por bunker C.
Se incrementa el consumo de este
último en 13.6 millones de barriles y se ahorran 12.6 millones
de barriles de diesel.
Esto permite que las centrales de punta, tipo turbina de gas,
pasen a la reserva del sistema y operen dentro de sus límites
técnicos recomendables.
No existe, incluso en las peores condiciones hidrológicas,
desabastecimiento eléctrico en ninguno de los países. Esta
situación es muy significativa ya que al operar aisladamente,
si, ocurren déficits en casi todos ellos.
Expresado en
dólares, la suma del valor esperado de los desabastecimientos
es del orden de 130 millones. Para la situación más desfavo­
rable, este valor asciende a 608 millones, es decir se
multiplica por un valor cercano a 5 veces (4.8).
Sin embargo, si se analizan las situaciones más favorables, en
los dos casos, los costos ascienden a US$ 1026.7 millones en
operación aislada y a US$ 674.3 millones en operación coordi­
nada, existiendo por tanto una diferencia de US$ 352.4
millones, es decir un 52% de diferencia de costo.
Al evaluar las distintas alternativas de operación coordinada
y basados en el hecho de aprovechar energía más barata de unos
países para reemplazar la energía proveniente de las centrales
que consumen diesel en otros países, se puede concluir que:
Para la alternativa básica, al analizar las transferencias de
energía entre países, se puede observar que varían significa­
tivamente dependiendo de la ocurrencia hidrológica.
Al evaluar la situación de cada país se puede concluir que,
para valores esperados, Costa Rica importa cantidades razona­
bles dé energía. Esto es factible pues la estadística muestra
que ya se han superado los valores encontrados en este
estudio.
Igual cosa sucede en caso de presentarse una
condición hidrológica favorable.
En cambio si ocurre una
situación hidrológica crítica, el año 1997 importa una
cantidad significativa, el resto del período no tendría
problemas
P ara E l S a lv a d o r l a
s it u a c ió n s e p re se n ta b a s ta n te r a z o n a b le ,
52
sin existir valores extremos muy significativos, salvo en el
año 1995, en las tres hidrocondiciones comentadas. En el año
1992 es importador si se produce una hidrocondición crítica y
es exportador si ocurre una hidrología favorable, y para
valores esperados importa energía.
Guatemala tiene cierta dificultad durante los años 1992, 1993
y 1994 de exportar su energía a otros países* al no estar
interconectados los bloques Norte y Sur.
Justamente debido a la interconexión en el bloque Sur,
Honduras puede exportar su energía a los países de la región
que están eléctricamente interconectados. En general, durante
el primer quinquenio, este país es un exportador de energía.
De presentarse la situación crítica, Nicaragua se vería en
serios problemas eléctricos,
especialmente durante
los
primeros años del próximo quinquenio.
Por último, Panamá tiene serios problemas durante 1992 y 1993,
ya que debe importar del orden de 800 GWh por año, como valor
esperado y del orden de 1100 GWh, de presentarse una hidrolo­
gía crítica.
Estas transferencias de energía entre los distintos países,
produciendo beneficios mutuos, no hace más que recalcar la
necesidad prioritaria de que todos los países de la región se
encuentre eléctricamente interconectados.
Si se analizan las otras alternativas definidas los resultados
son bastante similares, por lo que se puede pasar por alto los
comentarios específicos al respecto.
La característica aleatoria de la energía de los proyectos
hidroeléctricos presenta otra conclusión que es la variabili­
dad e inseguridad de la generación de estos proyectos.
Esta
energía deberá ser complementada con centrales cuya producción
sea "segura" y además económicamente atractiva, como por
ejemplo las centrales de vapor o carbón.
Al operar coordinadamente, el nivel de reserva crece signifi­
cativamente, en alrededor de 250 MW, lo que representa un
incremento porcentual del orden del 8%
El Plan de postergaciones que produce los mejores beneficios
al sistema es el siguiente:
53
POTENCIA
PAIS
CENTRAL
Costa Rica
Honduras
Guatemala
Nicaragua
Panamá
C . Vapor N .2
Diesel Lenta
T . Gas N .2
El Palmar
Montegalán N.l
Montegalán N.2
Montegalán N.3
Vapor N.l
Vapor N.2
Diesel Lenta
Turbina Gas
TOTAL DESPLAZAMIENTO
(MW)
125.0
50.0
50.0
54.0
36.0
36.0
36.0
30.0
50.0
60.0
30.0
AÑO ENTRADA SERVICIO
ORIGINAL
1988
1977
1988
1999
1977
1998
1999
1997
1998
1998
1999
MODIFICADO
2001
2001
2001
2000
2001
2001
2001
2001
2001
2001
2001
503.0
Este valor, en relación con la demanda máxima del año 2000 que es
de 4402 MW representa un 11.4% de ella, quedando 741 MW de reserva,
el mismo que en porcentaje es el 16.8%.
En caso de comparar con la demanda máxima coincidente de la región
que es de 4155 MW, estos porcentales se incrementan a 12.1% y
17.8%, respectivamente.
5.2.-
RECOMENDACIONES
Incentivar para que la interconexión eléctrica entre Honduras
y El Salvador se realice lo más pronto posible, ya que esta
situación permitirá utilizar excedentes de los países de la
región Norte en lo países de la región Sur o viceversa.
Establecer mecanismos de cooperación regional que permitan, de
una manera ágil y satisfactoria para las empresas involucra­
das, las transferencias de energía.
-
Estimular la realización de estudios de planificación y
operación coordinada a nivel regional, los mismos que permiti­
rán una eficiente utilización de los recursos eléctricos
disponibles en el Istmo Centroamericano, lo que redundará en
beneficios para todos los países de la región.
Para la realización de estos estudios se deberá disponer de
las herramientas matemáticas y computacionales suficientes,
así como del personal calificado, de manera que los resultados
obtenidos sean interesantes para todos los países de la
región.
-
Cualquier esfuerzo que las distintas empresas realicen dentro
de las áreas de planificación y operación, será justificada en
tanto en cuanto exista también el suficiente progreso en la
54
información disponible, tanto en oportunidad como en veraci­
dad .
De nada sirve hacer grandes esfuerzos aislados en implementar
técnicas modernas de estudios eléctricos si no se va
paralelamente con la información necesaria para estos
estudios.
Dado que el equipamiento del sistema es predominantemente
hidroeléctrico (63%) y que la hidrología de los proyectos
tiene un comportamiento aleatorio, se deben disponer de
herramientas matemáticas y computacionales que permitan
realizar todo tipo de estudios probabilísticos, sobre todo en
el campo de la operación de los sistemas.
55
Capítulo IIIï
1.
OPERACION
COORDINADA
Resumen
En este capítulo se estudia la gestión de los seis sistemas
interconectados regionales, sobre la base de diferentes grados de
integración y considerando como parámetro de sensibilización la
energía asociada a la ocurrencia de diferentes caudales hidrológi­
cos en la región. Los resultados obtenidos muestran los beneficios
que se pueden lograr de una operación conjunta, beneficios que se
ven incrementados al considerar la complementariedad hidrológica en
la región.
Bajo el supuesto de una hidrología media, cada sistema puede
autoabastecerse, siendo los beneficios de la operación conjunta
derivados, en primer lugar, del aprovechamiento de excedentes de
energía hidráulica y, en segundo lugar, de la sustitución de las
centrales térmicas menos eficientes por otras con mejor rendimien­
to, reduciendo los costos globales por concepto de hidrocarburos en
la región.
Con una hidrología crítica,
existen problemas para el
abastecimiento de la demanda en varios países cuando estos operan
en forma aislada, siendo entonces otro de los beneficios de la
operación conjunta la transferencia de energía para eliminar los
faltantes de energía en esos países.
2.
2.1
Bases del análisis
Bases y supuestos
Todos los cálculos fueron hechos sobre la misma base utilizada en
la planificación conjunta de los sistemas regionales interconecta­
dos (Capítulo III).
Los programas de equipamiento, programas de
retiros y refaccionamientos, proyecciones de la demanda e hidrocondiciones y sus probabilidades asociadas referidas en este capítulo,
se pueden consultar en el Capítulo anterior.
El período de
análisis es el comprendido entre los años 1992 al 2000.
A continuación se analizan algunos de los aspectos más
importantes de estos supuestos básicos, los cuales ayudan a
interpretar mejor los resultados obtenidos,
a)
La demanda de potencia de energía
El comportamiento histórico de las demandas de potencia y
energía en los países del Istmo presenta variaciones estacionales
que se reflejan en los valores mensuales reportados, los cuales
muestran variaciones del orden del 10% en los diferentes meses,
tanto para la demanda de potencia como para el consumo de energía.
La relación de la demanda de potencia máxima a la demanda mínima
varía en un orden de 3 a 3.75.
Lo anterior, sumado a la no coincidencia de las demandas de
punta en los países del Istmo, implica que el sistema global tenga
56
una factor de carga mayor, situación que permite un mejor aprove­
chamiento de las centrales generadoras dentro de un despacho
integrado.
b)
Las condiciones hidrológicas
Las condiciones hidrológicas y sus probabilidades de ocurren­
cia, como se explicó en el capítulo anterior, fueron proporcionados
por las empresas eléctricas del Istmo. En el caso de centrales con
embalse de regulación, la producción de estas centrales representa
una optimización del uso del embalse para cada hidrocondición.
En este capítulo se analizan los diferentes escenarios bajo el
supuesto de dos condiciones hidrológicas: a) una considerada como
aquella correspondiente al año seco, con una probabilidad de
ocurrencia de .1 (uno en diez años), y i?) una condición hidrológica
promedio, resultado de ponderar la información de producción de las
centrales para las diferentes hidrocondiciones.
El cuadro 3.1
muestra un resumen de la disponibilidad de energía hidroeléctrica
para cada país, considerando las dos hidrocondiciones mencionadas.
La diferencia entre la energía hidroeléctrica generable en un
año crítico versus la energía de un año húmedo varía entre el orden
del 9 % para Honduras y el 50% para Nicaragua. Para el istmo, esta
diferencia varía entre el 28% y el 24 %, para los años inicial y
final del análisis, representando montos de energía de 2672 GWH en
1992 y 4040 GWH en el año 2000.
Los datos anteriores sirven para interpretar en mejor forma
los despachos de energía y la utilización de los excedentes de
energía hidroeléctrica que se presentan en los diferentes países
del área.
2.2
Los escenarios de análisis
Se consideran tres escenarios, con diferentes grados de
coordinación, y cada uno de ellos se analiza bajo dos hipótesis:
a) para condiciones hidrológicas promedio (año húmedo), y b) para
condiciones hidrológicas críticas (año seco).
El escenario A considera la operación de los sistemas de cada
país en forma totalmente aislada, sin tomar en cuenta posibilidades
de transferencia de energía a través de las líneas de intercone­
xión. Este escenario representa los mayores costos de operación y
sirve como base para evaluar las ventajas económicas de los otros
dos escenarios.
El escenario B incluye transferencia únicamente de excedentes
de energía que se presentan en algunos países durante los períodos
de lluvia y en condiciones hidrológicas favorables. Se consideran
también en este escenario intercambios de energía geotérmica. Este
escenario representa, en gran parte, las condiciones bajo las
cuales han operado las interconexiones regionales y el cual se
repetirá en algunos años hasta que los países logren la gestión
coordinada.
El escenario C considera, adicional a la transferencia de
bloques de energía hidroeléctrica y geotérmica, la posibilidad del
57
reemplazo de la generación de las centrales térmicas menos
eficientes por otras con un rendimiento mayor, lo cual representa
beneficios globales en la reducción de los costos por concepto de
hidrocarburos en el Istmo.
En su mayor parte, se consideran
transferencias de energía hidroeléctrica y geotérmica a base de
búnker y, en algunos casos, también se considera la posibilidad de
transferir energía de algunas centrales de combustión interna con
alto rendimiento. Este escenario implica la coordinación total de
la operación de los sistemas interconectados nacionales y una
reducción mayor del consumo de hidrocarburos para la generación de
energía eléctrica en el Istmo.
3.
Metodología del análisis
La simulación de los sistemas para los diferentes escenarios e
hipótesis hidrológicas se hizo utilizando el modelo SOSEICA,
elaborado por CEPAL y recientemente presentado a técnicos de las
diferentes empresas del Istmo para su utilización en la planifica­
ción de la operación de las interconexiones.
El SOSEICA es un modelo de simulación de la operación de
sistemas de generación hidrotérmica que permite analizar en forma
aislada e integrada el despacho para varios sistemas regionales.
Utiliza el criterio de mínimo costo de generación y utiliza
técnicas de programación lineal para la realización de los
despachos aislados en cada región.
Las transferencias son
analizadas, compararando los despachos semanales de cada semana y
determinando los países que tienen excedentes aprovechables. Por
medio de una matriz de transporte que contiene información sobre
las pérdidas por transmisión entre países y los peajes por
utilización de las líneas de interconexión, se determinan las
transferencias factibles.
De esta forma, únicamente se permiten
intercambios cuando existe una economía apreciable para éstas,
desechando otras que podrían ser atractivas para los modelos
tradicionales de despacho uninodal.
En este estudio se simularon, para cada escenario e hipótesis
despachos anuales para el período 1992-2000.
Para cada país se
hicieron simulaciones en forma aislada y en operación conjunta,
estando los bloques norte y sur operando en el período 1992-1994 y
el Istmo
integrado a partir del año de 1995.
Los
cuadros 3.2 a 3.7 muestran los resultados
dela operación
de cada
país para los diferentes escenarios y
considerando
hidrologías promedio. Los cuadros 3.8 al 3.13 muestran los mismos
resultados considerando hidrologías críticas.
Los volúmenes de
combustible se muestran en los cuadros 3.14 y 3.16 y sus respecti­
vos costos en los cuadros 3.15 y 3.17.
Los principales resultados se muestran a continuación:
58
A)
C o n d ic io n e s h i d r o l ó g i c a s
p ro m e d io
i)
Costa Rica. En operación aislada los excedentes de energía
hidroeléctrica ascienden a 1695 GWH (ver Cuadro 3.2), siendo el
excedente mayor en los años 1999 y 2000, coincidiendo con la
entrada en operación de la hidroélectrica Angostura en el a;o 1999
y la tercera etapa de la central geotérmica de Miralvalles en el
año 2000.
La participación de las centrales térmicas a base de
diesel y bunker dentro de el despacho de energía es pegueña y se
reduce de un 16 % al inicio del período a un 7% al final del
período.
En el escenario B Costa Rica participa con la exportación de
sus excedentes hidroeléctricos en todo el período y adicionalmente
parte de su generación térmica es reemplazada por los excedentes
hidroeléctricos de Panamá (519 GWh).
En el escenario B, operación conjunta, adicional a las
exportaciones e importaciones hidroeléctrcias gue se describieron
en el escenario anterior, Costa Rica incrementa en el período su
producción de energía térmica en un monto total de 468 GWH,
exportando tanto energía térmica como energía hidráulica.
ii) El Salvador. En operación aislada, los excedentes hidroeléc­
tricos de El Salvador ascienden a .362 GWH (ver Cuadro 3.3) siendo
de mayor magnitud los excedentes en los años 1992 (121 GWh) y 2000
(108 GWh). El incremento, en términos absolutos, de la generación
termoeléctrica a base de diesel y búnker tiene un crecimiento lento
como consecuencia de las entradas de los proyectos geotérmicos a lo
largo de todo el período. En términos porcentuales, la participa­
ción de esta generación térmica se reduce de un 22% al inicio del
período a un 14 % al final del período.
En el escenario B, El Salvador puede exportar excedentes
hidroeléctricos por 50 GWh, en los años 1992 y 1993, energía gue se
destina a Guatemala, existiendo en ambos años excedentes de energía
en estos dos países, que no se pueden aprovechar.
En el escenario C, operación conjunta, durante todo el
período,las centrales de vapor de El Salvador incrementan su
producción en un monto de 764 GWH, mientras que las unidades de
combustión interna y turbinas de gas disminuyen su producción en
1523 GWH.
En general, este país es un importador de energía,
reemplazando parte de su generación térmica por generación de las
centrales de vapor de Guatemala.
iii) Guatemala.
En operación aislada
y para condiciones
hidrológicas promedio, Guatemala tiene excedentes de energía
hidroeléctrica del orden de 160 GWh durante todo el período,
excedentes que no logra aprovechar el sistema por las característi­
cas propias de la hidrología y las características de la demanda.
Se observan, en términos absolutos, generación creciente en las
centrales termoeléctricas a base de diesel, bunker y crudo en el
período 1992-1997 y a partir de 1998 una reducción en los mismos
por la entrada de los proyectos hidroeléctricos de Santa María, El
59
Palmar y Serchil y la central geotérmica de Zunil II. En términos
porcentuales, la participación de esta generación térmica se reduce
de un 27 % en el año 1990 a un 16% en el año 2000.
En el escenario B, por las características de la hidrología y
las centrales de Guatemala y El Salvador, no es posible aprovechar
los excedentes hidroeléctricos del primer país, salvo en el año
1999 en el cual Guatemala exporta 22 GWh a El Salvador.
En el escenario C, operación conjunta, Guatemala exporta
principalmente energía termoeléctrica de su nueva central de vapor
Escuintla III. Las exportaciones netas de energía térmica a base
de bunker son por un monto de 1719 GWH en todo el período.
iv) Honduras.
En operación aislada se observan en Honduras
excedentes hidroeléctricos del orden de 362 GWH, los cuales son
mayores al inicio del período y van desapareciendo a medida que
incrementa la carga eléctrica del sistema hondureño. Se observa un
creciente incremento en los consumos de combustible, por no existir
durante todo el período, ninguna central hidroeléctrica contemplada
para entrar en operación.
En términos porcentuales la participa­
ción de la energía térmica a base de diesel, se incrementa desde un
15 % en 1992 hasta un 48 % en el año 2000.
En el escenario B, Honduras exporta 41 GWh en 1993, teniendo
pequeñas exportaciones en los años 1994 y 1995.
Los excedentes
hidroeléctricos existentes en Panamá y Costa Rica son aprovechados
por Honduras en los años 1992, 1999 y 2000,
sumando un monto de
280 GWH en todo el período.
En el escenario C, operación conjunta, la generación térmica,
a base de diesel, en Honduras es reemplazada totalmente en el
período 1992-1996 y parcialmente en el período 1997 a 2000.
Las
importaciones netas en Honduras ascienden a 4342 GWH, reduciendo su
generación térmica en 4062 GWH en todo el período.
v)
Nicaragua. Nicaragua es el único país del istmo que no posee
excedentes hidroeléctricos, por lo que es un importador natural de
energía hidroeléctrica y sus centrales de vapor pueden desplazar
generación térmica en otros países, principalmente en Honduras y en
Costa Rica.
En operación aislada, se observa en este país un creciente
incremento de su generación térmica a base de combustibles bunker
y diesel, en el período 1992-1996, reduciéndose en los siguientes
años con ;la entrada de los,proyectos geotérmicos de Monte Galán I,
II y III y la hidroeléctrica de Monte Grande.
En términos
porcentuales, la participación de esta generación térmica se reduce
de un 39% al inicio del período a un 11 % en el año 2000.
En el escenario B, Nicaragua importa excedentes hidroeléctri­
cos, principalmente de Costa Rica y Panamá y en menor grado de
Honduras. El monto global de estas importaciones es de 152 GWH.
En el escenario C, operación conjunta, las unidades de vapor
de Nicaragua incrementan su producción en todo el período, para
exportar energía por un monto de 1138 GWh, principalmente hacia
Honduras.
vi) Panamá.
En operación aislada, se presentan en Panamá
60
excedentes hidroeléctricos por un monto de 693 GWh, los cuales son
mayores en el año 1992 (261 GWh), por existir capacidad restringida
en algunas hidroeléctricas.
En el período 1992-1996, se presenta
producción creciente de energía térmica, la cual se reduce en el
período 1997-2000 con la entrada de los proyectos hidroeléctricos
de Estí I y Estí II.
En el escenario B, Panamá exporta energía hidroeléctrica y
complementa el aprovechamiento de estas centrales con Costa Rica,
exportando en el período un total de 522 GWh e importando 50 GWh en
los años 1995, 1997 y 1998.
En el escenario C, operación conjunta, adicional a la
complementariedad de la utilización de la energía hidroeléctrica
con Costa Rica, Panamá reduce su producción térmica en los años
1992 y 1993 y exporta energía térmica en los siguientes años del
período (1994-2000).
Durante el período, Panamá incrementa su
generación térmica en 563 GWH y su producción hidroeléctrica en
641 GWH.
vii)
Resultados globales del Istmo.
Se resumen a continuación
los principales resultados de la operación de los sistemas
regionales del istmo, los cuales se deducen de las explicaciones
anteriores.
- Con excepción de Honduras, todos los países reducen la participa­
ción de la generación térmica a base combustibles bunker, diesel
y crudo.
Esto es consecuencia de considerar en los planes de
expansión y equipamiento de los sistemas generadores centrales
hidroeléctricas y geotérmicas.
- En gestión aislada, se presentan excedentes de energía hi­
droeléctrica, en todo el período, de un orden de 4534 GWH (504
GWH/año), coincidiendo en su mayor parte en derrames que se
producen el los diferentes países en los años de entrada de
proyectos hidroeléctricos o geotérmicos. Debe hacerse énfasis en
que esta estimación esta hecha sobre la base de ocurrencia de
hidrologías promedio en la región.
Al considerar la gestión
conjunta, con diferentes grados de integración (escenarios B y C) ,
es posible aprovechar 3230 GWH (359 GWH/año en promedio, equivalen­
te al 71 % del derrame del caso de gestión aislada, escenario A ) .
- Las transferencias entre los bloques Norte y Sur, se ven
limitadas por las siguientes razones:
a) Honduras y Nicaragua, que ocupan la parte central del istmo,
presentan escasos o ningún excedente de energía hidroeléctrica y en
ambos sistemas es significativa la participación de la generación
hidrotérmica, por lo que son importadores de los excedentes de
Costa Rica y Panamá y algunos que se presentan en El Salvador
b) Los excedentes de energía hidráulica de Guatemala, no pueden ser
abosorvidos por El Salvador, por ser coincidentes con los exceden­
tes de este segundo país y por ser de pequeño margen en potencia,
no se transfieren al bloque sur.
-
Al
incrementar
el
grado
de
integración
se
logra
el
mejor
61
aprovechamiento de los recursos naturales para generación de
energía eléctrica y una disminución en el consumo de hidrocarburos
para ese mismo propósito.
La gestión conjunta considerando
unicamente intercambios de excedentes de energía hidroeléctrica escenario B- permite, en el período 1992-2000 una economía de US$
70 millones (US$ 8.8 millones/año) por concepto de reducción de los
costos por consumo de combustibles. Considerando el reemplazo de
generación térmica de centrales menos eficientes entre países
-escenario C-, se obtiene una disminución en el mismo rubro de
US$ 202 (US$ 22 millones/año, ver Cuadro 3.15).
- Un escenario gue implicaría un mayor grado de integración, sería
el considerar, en la planificación de las interconexiones, la
gestión coordinada del manejo de los embalses, situación que sería
factible al existir un centro regional de operaciones, el cuál
sería el encargado de la coordinación de la operación en el corto
plazo (semana, mes, año).
B)
Condiciones de Hidrologia Critica
La evaluación de los tres escenarios, con el supuesto de una
hidrología crítica presente en todos los años del período de
análisis, representa una situación muy severa, la cuál puede servir
para evaluar las bondades de los planes de equipamiento de los
sistemas de generación de los países del istmo cuando se analiza el
escenario A
(gestión aislada) y los aportes de la interconexión
regional cuando se evalúan los escenarios B (intercambios de
excedentes hidroeléctricos) y C (gestión conjunta).
Los resultados para cada país,se muestran en los cuadros números
3.8 al 3.13 y un resumen de los volúmenes de combustibles y sus
costos, se muestran en los cuadros 3.16 y 3.17. A continuación se
mencionan los aspectos mas importantes, para cada país y para la
región en general.
i) Costa Rica. En operación aislada, no obstante existir pequeños
excedentes de energía hidroeléctrica, que en el período 1992-2000
hacen un monto de 288 GWH, existe energía no suministrada,
especialmente en los años 1999-2000, por un monto de 692 gwh, la
cuál se da especialmente en los meses de la estación seca.
En el escenario B, al permitirse unicamente el intercambio de
excedentes de energía hidroeléctrica, es posible reducir la energía
no servida en todo el período, en un monto de 126 GWH (un 22% menos
que la energía no suministrada en el escenario anterior) . La poca
magnitud de los intercambios se debe a la poca magnitud o inexis­
tencia de los excedentes al considerar años secos en los países del
istmo.
En
escenario C, operación conjunta, al haber intercambios de
energía térmica, Costa Rica importa un monto de 594 GWH en todo el
período, eliminando los faltantes de energía.
Por tener Costa Rica, una mayor participación de sus centrales
hidroeléctricas en el despacho, este país se ve mas castigado que
los otros, al ocurrir años secos.
Para garantizar el cubrimiento
de la demanda, aún con la ocurrencia de años secos, se debería
agregar en el plan de expansión un complemento térmico de, al menos
45 MW, adición que no es necesaria al considerar una gestión
62
coordinada en los sistemas de generación del istmo.
ii) El Salvador. En operación aislada y condiciones de hidrología
crítica, existe energía no servida por un monto de 63 GWH en el
período, la cuál es más significativa en el año 2000 ( 53 GWH).
En el escenario B, intercambio de excedentes de energía hidroeléc­
trica, al no existir estos excedentes en Guatemala, El Salvador,
Honduras y Nicaragua no existen intercambios de energía, en los
primeros tres países. Los únicos intercambios se dan entre Costa
Rica y Panamá.
En gestión conjunta, es posible eliminar el deficit de energía en
El Salvador, exportando 799 GWH en todo el período y reduciendo su
producción termoeléctrica en 737 GWH.
iii) Guatemala. En operación aislada y condiciones de hidrología
crítica, es posible cubrir la demanda sin la existencia de deficit
de energía.
En el escenario B, intercambio de excedentes de energía hidroeléc­
trica, al no existir estos excedentes en Guatemala, El Salvador,
Honduras y Nicaragua no existen intercambios de energía, en los
primeros tres países. Los únicos intercambios se dan entre Costa
Rica y Panamá.
En gestión conjunta, Guatemala importa 414 GWH netos en los años
1993, 1997 y 1998, exportando energía termoeléctrica en los años
restantes por un monto de 1170 GWH.
iv)
Honduras. En operación aislada y condiciones de hidrología
crítica, es posible cubrir la demanda sin la existencia de deficit
de energía.
Por limitaciones en la central hidroeléctrica de
Cañaveral, existe energía hidroeléctrica no aprovechable en el año
de 1992.
En el escenario B, intercambio de excedentes de energía hidroeléc­
trica, no existen intercambios de energía en Honduras, por las
razones explicadas anteriormente.
En gestión conjunta, Honduras importa 3779 GWH netos en todo el
período, como resultado de substitución de sus unidades a base de
diesel, por otras mas eficientes, principalmente de Nicaragua y de
Panamá.
v)
Nicaragua. En operación aislada y condiciones de hidrología
crítica, es posible cubrir la demanda sin la existencia de deficit
de energía. Por tener, porcentualmente una menor participación la
componente hidroeléctrica en el despacho de Nicaragua, este país se
ve menos afectado con la presencia de una años secos.
En el escenario B, intercambio de excedentes de energía hidroeléc­
trica,
existen importaciones de energía hidroeléctrica muy
pequeñas, en 1992.
Al igual que los países del bloque norte y
Honduras, el despacho de Nicaragua, queda prácticamente inaltera­
do, bajo este escenario e hipótesis hidrológica.
En gestión conjunta, Nicaragua exporta 1919 GWH netos en todo el
período, como resultado de incrementar su producción en sus
centrales de Vapor, substituyendo generación a base de diesel
principalmente en Honduras y en Costa Rica.
vi)
Panamá.
En operación aislada y condiciones de hidrología
crítica, es posible cubrir la demanda sin la existencia de deficit
de energía. Existen pequeños excedentes de energía hidroeléctrica
63
los años 1992, 1999 y 2000.
En el escenario B, intercambio de excedentes de energía hidroeléc­
trica,
Panamá exporta 87 GW, correspondiente a excedentes de
energía hidroeléctrica en los años 1992 y 1999. pequeñas, en 1992.
En gestión conjunta, Panamá exporta
2125 GWH netos en todo el
período, como resultado de incrementar su producción en sus
centrales de Vapor, substituyendo generación a base de diesel
principalmente en Honduras y en Costa Rica,
vii) Resultados Globales para el Istmo.
C U A D R O S
C A P I T U L O
I
C u a d ro
1 -1
ISTM O C E N T R O A M E R IC A N O : O FE R T A /D EM A N D A OE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
P 0 T E N C I A
Año
Total H idro .
1980 2,421 1,232
Geo.
Demanda G e n er.
Vapor D ie s e l
95
539
555
51
4
22
23
1981 2,499 1,322
(%)
100
95
539
543
53
4
22
22
1982 2,695 1,518
(% )
100
95
539
542
4
20
20
1983 3,0 99 1,868
100
Va po r D i e s e l t a c i ó n t a c i ó n p r a s
n ib le
bruta
Total
H i d r o . Geo.
1,584
8,654
8,4 67
5,658
365
1,863
581
100
98
65
4
22
7
8,9 47
8,755
5,966
573
1,712
501
100
98
67
6
19
6
9,226
9,025
5,999
475
1,984
564
100
98
65
5
21
6
1,718
130
520
582
9,774
9,572
6,501
542
1,781
748
60
4
17
19
100
98
67
6
18
8
1984 3,570 2,2 78
<%)
100
1,802
130
520
643
1,889 10,158
9,965
7,197
745
1,412
606
64
4
15
18
100
98
71
7
14
6
1985 3,9 23 2,575
1,988 10,756 10,568
<%>
100
130
520
698
66
3
13
18
1986 3,9 20 2,576
(%>
100
130
520
694
66
3
13
18
1987 4,015 2,674
(%)
100
130
520
692
67
3
13
17
1988 4,072 2,674
(%)
100
130
520
749
66
3
13
18
1989 4,0 96 2,674
(%)
100
165
520
737
65
4
13
18
1990 4,115 2,6 97
165
520
733
4
13
18
(% )
«>
100
100
66
8,079
664
1,238
582
98
75
6
12
5
2,140 11,447 11,295
100
9,618
579
919
169
99
84
5
8
1
2,343 12,476 12,300
9,977
622
1,286
407
80
5
10
3
2,389 12,721 12,568 10,658
100
100
99
573
1,014
322
84
5
8
3
2,488 13,432 13,272 11,519
100
99
764
814
175
86
6
6
1
2,614 14,353 14,259 12,172
770
1,067
248
5
7
2
100
100
99
99
85
Fact.
E x p o r ­ Im p o r ­ Com­ D i s p o ­
G e n e r a c ió n Neta
máxima
1,654
56
(% )
E N E R G I A (GWh)
(MW)
Ins ta la da
V e n - P é r d . carga
ta s
70
179
-20
1,030
5,699
5,792
6,514
405
-795
29
6
8 ,4 7 2
7,3 97 12.7
61.1
31
31
10
8,765
7,6 79 12.4
60.5
134
134
5
9 ,0 2 9
7,800 13.6
60.0
490
489
24
9,595
8 ,3 3 7 13.1
60.8
445
443
60 10,023
8,6 64 13.6
60.6
206
204
30 10,596
9,138 13.8
60.8
407
408
75 11,370
9,694 14.7
60.7
775
769
126 12,420 10,525 15.3
60.5
493
480
103 12,658 10,607 16.2
60.5
298
300
80 13,354 11,066 17.1
61.3
421
400
85 14,322 11,811 17.5
62.5
-333
5,8 50
4,414
5 .4
4.8
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
5 .4
8 .2
5.7
-0 .4
2 .8
5.1
5 .2
5 .4
8.0
7.7
-5 .4
- 8 .1
F u e n te : CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r de c a rg a f u e c a l c u l a d o con base en l a demanda máxima y la e n e r g í a d i s p o n i b l e .
Las v e n ta s
co rre s p o n d e n
a
la s
p r in c ip a le s
e m p re sa s e lé c t r ic a s
n a c io n a le s .
%
29
Inc rem e n to 80- 90
1,694 1,465
%
C u a d ro
CO STA R I C A :
P O T E N C I A
Año
Geo.
O FE R TA /D EM A N D A DE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
(MU)
Insta la da
T o ta l H idro .
1 -2
E N E R G I A (G U h)
Demanda G e n ér.
Vapor D ie se l
1980
585
444
10
131
(%)
100
76
2
22
1981
585
444
10
131
(%)
100
76
2
22
1982
759
618
10
131
(%)
100
81
1
17
1983
760
619
10
131
(%)
100
81
1
17
1984
771
620
10
142
(% )
100
80
1
18
1985
777
626
10
142
<%)
100
80
1
18
1986
767
626
10
131
(%>
100
82
1
17
1987
865
724
10
131
<%>
100
84
1
15
1988
868
724
10
134
« )
100
83
1
15
1989
869
724
10
136
(%)
100
83
1
16
1990
889
747
10
131
(% )
100
84
1
15
Expor­
G e n e r a c ió n Neta
V apor D i e s e l t a c i ó n t a c i ó n p r a s
máxima
bruta
Total
H i d r o . Geo.
405
2,123
2,123
2,098
100
100
99
1
2,264
2,264
2,262
2
100
100
100
2,366
2,366
2,366
100
100
100
2,822
2,822
2,822
100
100
100
3,001
3,001
2,999
100
100
100
2,762
2,762
2,7 58
100
100
100
2,887
2,8 87
2,885
100
100
100
3,073
3,073
2,994
100
100
97
3,134
3,134
100
100
3,348
100
417
438
451
482
511
565
613
613
658
682
F act.
I m p o r - Com- D i s p o ­
3
22
n ib le
V e n - P é r d . carga
tas
277
304
3
2,1 28
1,894 11.0
60.0
2
1
2,267
2,047
9 .7
62.1
108
3
2,2 62
2,078
8.1
58.9
478
3
2,347
2,152
8 .3
59.4
3
432
2,5 69
2,3 37
9 .0
60.9
4
60
2,702
2,472
8 .5
60.4
2
73
152
2,966
2 ,697
9.1
59.9
21
59
110
280
3,243
2,905 10.4
60.4
1
2
3,0 40
26
68
84
274
3,3 24
2,969 10.7
61.9
97
1
2
3,348
3,3 18
12
19
10
164
3,502
3,125 10.8
60.8
100
99
1
3,543
3,543
3 ,497
46
32
186
3 ,6 9 7
3,305 10.6
61 .9
100
100
99
1
1,570
1,411
5 .7
5 .7
1,420
1,420
1,400
-3
24
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
4.3
5 .4
5 .3
5 .3
5 .3
5 .2
-3 4 .0
7 .6
F u e n t e : CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r de carg a f u e c a l c u l a d o con base en la demanda máxima y l a e n e r g í a d i s p o n i b l e .
L a s v e n ta s
co rre sp o n d e n
a
la s
%
2
I n c rem e n to 80-90
304
%
p r in c ip a le s
e m p re sa s e l é c t r ic a s
n a c io n a le s .
C u a d ro
EL
Año
S A L V A D O R : O FE R TA /D EM A N D A DE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
P 0 T E N C I A
Geo.
E N E R G I A (GWh)
(MW)
Ins ta la da
To ta l H idro .
1 -3
Demanda G e n er.
Vapor D ie s e l
1980
450
231
95
63
61
(% )
100
51
21
14
13
1981
450
231
95
63
61
(% )
100
51
21
14
13
1982
450
231
95
63
61
« )
100
51
21
14
13
1983
528
310
95
63
61
(% )
100
59
18
12
11
1984
632
388
95
63
86
(% )
100
61
15
10
14
1985
632
388
95
63
86
(X )
100
61
15
10
14
1986
650
388
95
63
104
(X )
100
60
15
10
16
1987
650
388
95
63
104
(X )
100
60
15
10
16
1988
650
388
•95
63
104
(X )
100
60
15
10
16
1989
650
388
95
63
104
(X )
100
60
15
10
16
1990
650
388
95
63
104
(X )
100
60
15
10
16
Expor-
G e n e r a c ió n Neta
V a po r D i e s e l t a c i ó n t a c i ó n p r a s
máxima
bruta
Total
H i d r o . Geo.
269
1,460
1,428
1,044
365
14
100
98
71
25
1
1,403
1,356
727
573
100
97
52
41
1,425
1,376
827
100
97
58
1,540
1,485
100
96
1,614
100
264
272
286
304
318
340
380
379
391
412
Fact.
I m p o r - Com- D i s p o ­
n ib le
V e n - P é r d . carga
tas
157
44
1,428
1,261 11.7
60.6
38
17
1,356
1,200 11.5
58.6
3
1
475
60
14
1,376
1,190 13.5
57 .7
33
4
1
947
479
51
8
1,485
1,303 12.3
59.3
62
31
3
1
1,559
1,012
488
45
14
1,559
1,368 12.2
58.5
97
63
30
3
1
1,706
1,650
1,166
380
72
33
1,650
1,440 12.8
59.2
100
97
68
22
4
2
1,670
1,623
1,225
334
31
33
89
1,711
1,494 12.7
57.5
100
97
73
20
2
2
1,892
1,833
1,128
398
256
51
10
18
1,842
1,584 14.0
55.3
100
97
60
21
14
3
1,981
1,930
1,297
397
182
54
4
39
1,964
1,662 15.4
59.2
100
97
65
20
9
3
2,030
1,976
1,419
407
131
18
2
6
1,979
1,685 14.9
57.8
100
97
70
20
6
1
2,2 17
2,164
1,642
384
125
14
9
11
2 ,1 6 6
1,828 15.6
60.0
100
98
74
17
6
1
143
757
736
598
19
111
9
738
567
4 .3
3 .8
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
3 .8
5 .3
5 .6
4 .4
4 .3
4.2
4.6
0.5
24.5
10.4
F u e n t e : CEPAL, s o b r e l a base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r d e carga f u e c a l c u l a d o con base en l a demanda máxima y l a e n e r g í a d i s p o n i b l e .
La s v e n ta s
co rre s p o n d e n
a
la s
X
5
Inc rem e n to 80-90
201
X
p r in c ip a le s
e m p re sa s e l é c t r ic a s
n a c io n a le s .
C u a d ro
I -4
G U A T E M A LA : O FE R T A /D EM A N D A DE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
E N E R G I A (GWh)
P 0 T E N C I A (MU)
Año
In s ta la d a
To ta l H idro .
Geo.
Demanda G e n er.
Vapor D ie s e l
1980
366
98
116
153
(%>
100
27
32
42
1981
444
188
116
141
(% )
100
42
26
32
1982
444
188
116
141
(% )
100
42
26
32
1983
714
458
116
141
(%)
100
64
16
20
1984
745
488
116
141
(X )
100
66
16
19
1985
783
488
116
179
(% )
100
62
15
23
1986
781
488
116
177
(X )
100
63
15
23
1987
783
488
116
179
(X )
100
62
15
23
1988
782
488
116
178
(X )
100
62
15
23
1989
808
488
116
204
(X )
100
60
14
25
1990
808
488
116
204
(X )
100
60
14
25
G e n e r a c ió n Neta
Expor­
V apor D i e s e l t a c i ó n t a c i ó n p r a s
máxima
bruta
Total
273
1,445
1,391
278
701
413
100
96
19
49
29
1,438
1,383
343
726
314
100
96
24
51
22
1,390
1,342
479
558
305
100
97
34
40
22
1,384
1,350
805
347
198
100
98
58
25
14
1,456
1,415
601
489
325
100
97
41
34
22
1,535
1,493
675
467
351
100
97
44
30
23
1,735
1,730
1,715
5
10
100
100
99
1,875
1,866
1,698
54
113
100
100
91
3
6
2,042
2,033
1,847
60
126
100
100
90
3
6
2,204
2,193
2,086
34
74
100
100
95
2
3
2,336
2,318
2,141
81
97
100
99
92
3
4
287
271
277
284
302
334
375
401
440
452
H i d r o . Geo.
F act.
Impor- Com- D i s p o ­
88
n ib le
V e n - P é r d . carga
ta s
390
51
179
891
927
1,863
1,236 11.2
58.2
1,383
1,229 11.1
55.0
1,342
1,139 15.1
56.5
1,350
1,149 14.8
55.6
1,415
1,188 16.0
56.9
1,493
1,245 16.6
56.4
1,641
1,363 16.9
56.1
1
18
10
1,857
1,570 15.4
56.5
39
4
1,998
1,661 16.9
56.9
6
2
2 ,189
1,844 15.8
56.8
11
9
2 ,317
1,977 14.7
58.5
-620
-316
926
742
5.2
4.8
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
8.2
17.5
2 .9
5 .2
4.9
5 .2
22.7
X
1,391
Inc rem e n to 80- 90
441
X
-1 9 .4
-13.5
F u e n te : CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r de c a rg a f u e c a l c u l a d o con base en la demanda máxima y l a e n e r g ia d i s p o n i b l e .
La s v e n t a s c o rr e s p o n d e n a la s p r i n c i p a l e s empresas e l é c t r i c a s n a c i o n a l e s .
C u a d ro
1 -5
HONDURAS: O FE R T A /D EM A N D A DE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
P O T E N C I A
Año
(MW)
Ins ta la da
T o tal H idro .
Geo.
E N E R G I A (GWh)
Demanda G e n er.
Expor­
G e n e r a c ió n Neta
Vapor D ie s e l
máxima
bruta
Total
156
862
854
782
72
100
99
91
8
953
944
820
122
100
99
86
13
1,006
999
846
149
100
99
84
15
956
949
831
118
100
99
87
12
998
988
874
108
100
99
88
11
1,364
1,352
1,307
40
100
99
96
3
1,436
1,423
1,421
100
99
99
1,753
1,739
1,741
100
99
99
1,910
1,895
1,897
100
99
99
2,001
1,986
1,988
100
99
99
2,297
2,274
2,279
100
99
99
1980
208
109
99
(X )
100
52
48
1981
208
109
99
(%>
100
52
48
1982
230
131
99
(% )
100
57
43
1983
230
131
99
(% )
100
57
43
1984
260
131
129
(% )
100
50
50
1985
552
423
129
(%>
100
77
23
1986
547
423
124
(% )
100
77
23
1987
547
423
124
(% )
100
77
23
1988
543
423
120
(X )
100
78
22
1989
525
423
102
(X )
100
81
19
1990
525
423
102
(X )
100
81
19
171
182
193
211
220
234
266
286
316
351
H i d r o . Geo.
V a po r D i e s e l
F act.
Im p o r - Com- Di s p o -
ta c ió n ta c ió n pras
n ib le
V e n - P é r d . carga
tas
315
2
195
1,435
1,419
1,496
18
1
864
760 12.1
63.2
18
11
1
938
823 12.3
62.6
9
15
1
1,006
847 15.8
63.1
2
149
1
1,097
920 16.1
64.9
5
172
1,155
973 15.7
62.5
134
6
1,224
1,065 13.0
63.5
-3
166
5
1,262
1,059 16.1
61.6
-3
348
4
1,396
1,145 17.9
59.9
-2
327
3
1,571
1,258 19.9
62.7
-2
242
3
1,748
1,359 22 .2
63.1
-5
337
3
1,939
1,490 23 .2
63.1
-77
1,075
730
8 .4
7 .0
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
9 .7
14.6
**** *
Q_2
8.4
10.3
10.3
11.3
F u e n te : CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r de c a rg a f u e c a l c u l a d o con ba se en l a demanda máxima y la e n e r g i a d i s p o n i b l e .
La s v e n ta s
co rre s p o n d e n
a
la s
p r in c ip a le s
e m p re sa s e l é c t r ic a s
n a c io n a le s .
X
9
I n c rem e n to 80-90
317
X
C u a d ro
I -6
N IC A R A G U A : O FE R TA /D EM A N D A DE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
P O T E N C I A
Año
T o t a l H i d r o . , Geo.
E N E R G 1 A (GWh)
(MW)
Demanda G e n er.
Ins ta la da
Vapor D ie s e l
máxima
bruta
Total
175
963
927
497
426
100
96
52
44
1,002
963
484
475
100
96
48
47
961
922
411
100
96
43
844
804
237
100
95
28
885
842
100
95
976
100
1980
293
100
175
18
« )
100
34
60
6
1981
294
100
175
19
(X )
100
34
60
6
1982
294
100
175
19
(% )
100
34
60
6
1983
327
100
35
175
17
(% )
100
31
11
54
5
1984
327
100
35
175
17
(X )
100
31
11
54
5
1985
326
100
35
175
16
(X )
100
31
11
54
5
1986
325
100
35
175
15
(X )
100
31
11
54
5
1987
325
100
35
175
15
(X )
100
31
11
54
5
1988
325
100
35
175
15
(X )
100
31
11
54
5
1989
360
100
70
175
15
(X )
100
28
19
49
4
1990
360
100
70
175
15
(X )
100
28
19
49
4
195
253
tas
70
-3
59.8
4
11
18
969
828 14.6
56.8
506
5
15
116
1,023
873 14.7
60.5
53
1
63
502
1
7
337
1,134
962 15.1
58.8
8
59
224
256
360
1
6
271
1,107
980 11.5
56.9
25
29
41
932
255
285
385
7
10
198
1,119
973 13.0
60.0
95
26
29
39
1
1,140
1,085
283
245
545
7
70
1,155
970 16.0
59 .7
100
95
25
22
48
1
1,219
1,165
392
223
533
11
351
1,245
1,038 16.6
60.7
100
96
32
18
44
1
1,106
1,053
386
176
475
16
82
1,135
943 16.9
54.2
100
95
35
16
43
1
1,278
1,224
534
358
332
1
26
34
1,232
995 19.3
59.3
100
96
42
28
26
1,308
1,308
401
386
516
4
3
71
1,376
1,087 21 .0
62.1
100
100
31
30
39
271
78
345
381
-96
386
90
1
459
313
4.1
3.4
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
2.1
0.0
-1 .6
3 .8
3.1
3 .5
-2 .1
1.9
2.5
F u e n te : CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r de carg a f u e c a l c u l a d o con ba se en l a demanda máxima y la e n e r g i a d i s p o n i b l e .
Las v e n ta s
co rre s p o n d e n a
la s
X
775 15.6
Inc rem e n to 80-90
67
X
917
213
237
n ib le
9
222
239
Vapor D ie se l ta c ió n ta c ió n pras
V e n - P é r d . carga
18
220
234
H i d r o . Geo.
F ac t.
Im p o r- Com- D i s p o ­
4
193
221
Expor­
G e n e r a c ió n Neta
p r in c ip a le s
e m p re sa s e lé c t r ic a s
n a c io n a le s .
C u a d ro
1 -7
PAN AM A: O FE R TA /D EM A N D A DE P O T E N C IA Y S U M IN IS T R O DE E N E R G IA E L E C T R I C A
P O T E N C I A
Año
T o t a l H i d r o . , Geo.
Demanda G e n er.
V a po r D i e s e l
1980
519
251
175
93
(% )
100
48
34
18
1981
518
251
175
92
(% )
100
48
34
18
1982
518
251
175
92
<%)
100
48
34
18
1983
540
251
156
133
(X )
100
46
29
25
1984
835
551
156
128
(X )
100
66
19
15
1985
853
551
156
146
<%)
100
65
18
17
1986
849
551
156
142
(X )
100
65
18
17
1987
844
551
156
137
(X )
100
65
18
16
1988
904
551
156
197
(X )
100
61
17
22
1989
883
551
156
177
(X )
100
62
18
20
1990
883
551
156
177
(X )
100
62
18
20
F act.
E N E R G I A (GWh)
(MW)
Ins ta la da
Expor­
G e n e r a c i ó n Neta
n ib le
2
1,746
1,472 15.7
65.1
2
8
1,851
1,553 16.1
66.0
3
3
2,021
1,673 17.2
63.7
3
22
2,183
1,851 15.2
66.4
2
60
2,2 18
1,817 18.1
65.6
1
30
2,407
1,944 19.2
64.8
bruta
Total
306
1,801
1,744
960
719
66
100
97
53
40
4
1,887
1,845
1,330
472
43
100
98
70
25
2
2,078
2,020
1,070
859
91
100
97
51
41
4
2,229
2,163
860
880
422
100
97
39
39
19
2,203
2,160
1,486
518
155
100
98
67
24
7
2,413
2,378
1,918
312
147
100
99
80
13
6
2,578
2,547
2,088
339
120
100
99
81
13
5
2,663
2,624
2,025
423
176
100
99
76
16
7
2,548
2,524
2,192
272
59
100
99
86
11
2
2,570
2,545
2,174
305
66
100
99
85
12
3
2,651
2,651
2,213
345
93
100
100
83
13
4
320
362
375
386
424
446
475
471
446
464
V e n - P é r d . carga
Vapor D ie se l ta c ió n ta c ió n p ras
máxima
H i d r o . Geo.
Im p o r ­ Com­ D i s p o ­
ta s
300
-20
84
158
850
907
1,253
-374
92
75
2,635
2,111 19.9
67.4
18
105
126
2 ,837
2,283 19.5
68.2
40
78
103
2,665
2,115 20.6
64.6
12
91
80
2,704
2,063 2 3 .7
69.2
29
119
85
2,8 26
2,124 2 4.8
69.5
28
1,080
652
4 .9
3 .7
Tasa de c r e c i m i e n t c > 80-90
5.5
8.2
-1 .2
6 .6
4.3
3 .9
4 .3
8 .7
-7 .1
3 .6
F u e n t e : CEPAL, s o b r e l a ba se de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : E l f a c t o r d e c a rg a f u e c a l c u l a d o con base en l a demanda máxima y l a e n e r g í a d i s p o n i b l e .
Las v e n t a s c o rr e s p o n d e n a l a s p r i n c i p a l e s empresas e l é c t r i c a s n a c i o n a l e s .
X
79
In c re m e n to 80-90
364
X
C u a d ro
ISTM O CEN T R O A M E R IC A N O : V E N T A S ,
CO NSU M IDO RES Y CONSUMOS M ED IO S DE E N E R G IA E L E C T R I C A
V e n ta s e l é c t r i c a s (GWh)
Año
Total
R e s id e n ­
Comer-
c ia l
C ial
1 -8
Consumo medio p o r consum idor
Consu mid ores ( m i l e s )
Indus­
O tros
Total
tria l
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
Indus­
Otros
tria l
1,421
163
14
22
100
88
10
1
1
1,126
1,720
1,517
171
14
17
15
100
88
10
1
1
1,196
1,827
1,612
183
14
18
88
10
1
1
1,708
196
15
19
10
1
1
1,815
205
16
19
88
10
1
1
2,177
1,918
220
16
23
100
88
10
1
1
1,519
2,299
2,023
235
17
24
16
100
88
10
1
1
2,732
1,594
2,414
2,120
251
18
25
26
15
100
88
10
1
1
2,337
2,816
1,586
2,525
2,220
260
20
25
22
27
15
100
88
10
1
1
3,980
2,442
3,062
1,581
2,651
2,332
274
21
25
36
22
28
14
100
88
10
1
1
11,811
4,323
2,527
3,250
1,712
2,563
2,244
277
19
23
100
37
21
28
14
100
88
11
1
1
114
6
2
1980
7,397
2,409
1,428
2,474
1,087
(% )
100
33
19
33
15
1981
7,679
2,555
1,531
2,466
(% )
100
33
20
32
1982
7,800
2,682
1,656
2,2 66
(% )
100
34
21
29
15
100
1983
8,337
2,835
1,727
2,383
1,392
1,938
(% )
100
34
21
29
17
100
88
1984
8,664
2,962
1,785
2,525
1,391
2,055
100
34
21
29
16
100
1985
9,138
3,164
2,015
2,556
1,403
1%)
100
35
22
28
15
1986 . 9,6 94
3,413
2,134
2,628
(%>
100
35
22
27
1987
10,525
3,716
2,484
100
35
24
1988
10,607
3,867
(%)
100
36
1989
11,066
(% )
100
1990
<%>
« )
«>
1,619
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
(KWh)
(KWh)
(MWh)
Indus­
1,695
8,7 74
179
1,684
8,935
173
1,664
9 ,0 5 7
161
1,659
8,798
161
1,632
8,687
163
1,650
9,168
160
1,687
9,073
157
1,753
9,8 88
150
1,742
8,981
144
1,707
8 ,9 1 6
147
1,927
9,121
168
232
347
-11
1 .3
0 .4
-0 .6
In c re m e n to 80-90
4,414
1,914
1,099
776
625
944
822
Tasa d e c r e c i m i e n t o 80-90
4.8
F u e n te :
C EPAL,
6 .0
so b re
5.9
la
2 .8
base de c if r a s
4 .7
o f ic ia le s .
4 .7
4 .7
5 .5
3 .4
C u a d ro
CO STA R I C A : V E N T A S ,
V e nta s e l é c t r i c a s
Año
Total
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
1 -9
CONSUM IDO RES Y CONSUMOS M ED IO S OE E N E R G IA E L E C T R I C A
(GWh)
Consumo medio p or consum id or
C onsumidores ( m i l e s )
Ind us­
Otros
Total
tria l
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
Industria l
1980
1,894
843
355
638
57
358
318
37
4
(% )
100
45
19
34
3
100
89
10
1
1981
2,0 47
901
437
640
69
385
343
39
4
(X )
100
44
21
31
3
100
89
10
1
1982
2 ,0 7 8
946
508
551
74
413
366
44
3
100
89
11
1
(X )
100
46
24
27
4
1983
2,152
977
512
586
76
437
383
49
4
(X )
100
45
24
27
4
100
88
11
1
1984
2,337
1,046
532
673
86
456
401
51
4
(X )
100
45
29
4
100
88
11
1
1985
2,472
1,123
576
675
98
480
421
55
5
(X )
100
45
23
27
4
100
88
11
1
1986
2 ,6 9 7
1,242
609
738
108
512
449
59
5
(X )
100
46
23
27
4
100
88
11
1
1987
2,905
1,359
793
656
97
550
482
62
6
(X )
100
47
27
23
3
100
88
11
1
1988
2,9 69
1,406
677
789
96
592
519
66
7
(X )
100
47
23
27
3
100
88
11
1
1989
3,125
1,458
704
869
93
629
552
69
8
(X )
100
47
23
28
3
100
88
11
1
1990
3,305
1,560
730
921
94
669
590
72
8
(X )
100
47
22
28
3
100
88
11
1
35
5
7 .0
8 .7
23 .
Otros
R esiden­
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
Indus­
(KWh)
(KWh)
(MWh)
2,650
9,724
177
2,625
11,303
174
2,588
11,640
158
2,548
10,361
150
2,612
10,430
157
2,668
10,514
147
2,770
10,364
144
2,820
12,857
106
2,710
10,283
111
2,641
10,219
115
2,6 46
10,202
111
-4
478
-67
0 .5
-4 .6
I n c rem e n to 80-90
1,411
717
375
283
37
311
272
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
5 .7
F u e n te :
CEPAL,
6 .4
so b re
7.5
la
3 .7
base de c if r a s
5.1
o f ic ia le s .
6.5
6 .4
C u a d ro
E L SA LV A D O R : V E N T A S ,
CONSUM IDO RES Y CONSUMOS M E D IO S DE E N E R G IA E L E C T R I C A
V e n t a s e l é c t r i c a s (G Uh)
Año
Total
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
1 -1 0
Consumo me d io o o r consum idor
C onsumidores ( m i l e s )
Indus­
O tros
Total
tria l
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
Indus­
O tros
tria l
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
(K U h)
(KWh)
(MUID
1,290
4,9 68
104
1,217
4,4 99
91
1,215
4,495
90
1,255
4,6 88
94
1,251
4,6 97
93
1,217
4,693 •
93
1,231
4,714
90
1,274
4,797
95
1,280
4,853
93
1,294
4,943
85
1,196
4,878
95
1
-94
-8 9
-9
1.9
-0 .8
-0 .2
1980
1,261
386
178
516
182
345
299
36
5
5
(% )
100
31
14
41
14
100
87
10
1
2
1981
1,200
383
165
466
185
362
315
37
5
5
(% )
100
32
14
39
15
100
87
10
1
1
1982
1,190
400
174
440
175
378
329
39
5
5
(% )
100
34
15
37
15
100
87
10
1
1
1983
1,303
437
192
465
208
400
348
41
5
6
<%)
100
34
15
36
16
100
87
10
1
1
1984
1,368
461
203
469
235
422
369
43
5
5
<%)
100
34
15
34
17
100
87
10
1
1
1985
1,440
477
213
480
270
448
392
45
5
5
<%)
100
33
15
33
19
100
88
10
1
1
1986
1,494
511
224
473
286
473
415
47
5
5
(% )
100
34
15
32
19
100
88
10
1
1
1987
1,584
552
233
515
284
492
433
49
5
5
100
35
15
33
18
100
88
10
1
1
1988
1,662
592
245
527
298
523
462
50
6
5
<%)
100
36
15
32
18
100
88
10
1
1
1989
1,685
620
255
509
302
542
479
52
6
5
(%>
100
37
15
30
18
100
88
10
1
1
1990
1,828
651
277
570
330
613
545
57
6
6
(%>
100
36
15
31
18
100
89
9
1
1
21
4 .7
a>
Indus­
R e s id e n ­
I n c rem e n to 80-90
567
265
99
54
148
268
245
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
3.8
F u e n te :
CEPAL,
5 .4
s o b re
4 .5
la
1.0
base de c if r a s
6.1
o f ic ia le s .
5 .9
6 .2
-0 .9
C u a d ro
1 -1 1
G U A T E M A LA : V E N T A S , CONSU M IDO RES Y CONSUMOS M E D IO S DE E N E R G IA E L E C T R I C A
V e n ta s e l é c t r i c a s (G Uh)
Año
Total
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
Consumo medio p o r consum id or
C onsumidores ( m i l e s )
Indus­
Otros
Total
tria l
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
1980
1,236
310
233
515
178
338
276
55
(X )
100
25
19
42
14
100
82
16
1981
1,229
323
241
485
180
363
297
59
(X )
100
26
20
39
15
100
82
16
1982
1,139
327
243
381
188
393
324
62
(% )
100
29
21
33
16
100
82
16
1983
1,149
346
246
362
195
425
352
65
17
100
83
15
(% )
100
30
21
32
1984
1,188
363
256
370
199
458
382
68
(% )
100
31
22
31
17
100
83
15
1985
1,245
377
261
401
206
486
408
70
(X )
100
30
21
32
17
100
84
14
1986
1,363
415
2 78
457
215
520
436
75
(X )
100
30
20
33
16
100
84
14
1987
1,570
454
341
535
241
549
456
82
(X )
100
29
22
34
15
100
83
15
1988
1,661
489
382
531
259
568
473
85
(X )
100
29
23
32
16
100
83
15
1989
1,844
540
404
634
266
598
496
92
(X )
100
29
22
34
14
100
83
15
1990
1,977
600
442
665
271
645
539
95
(X )
100
30
22
34
14
100
84
15
Indus­
O tros
tria l
2
5
R esiden­
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
Indus­
(KWh)
(KWh)
(MWh)
1,123
4,2 06
331
1,087
4,101
306
1,009
3 ,938
225
985
3,795
207
952
3,765
201
925
3,7 18
218
952
3,695
223
994
4,1 36
227
1,033
4,508
225
1,088
4,413
239
1,113
4,652
256
-11
446
-75
-0 .1
1.0
-2 .6
2
2
6
2
2
6
2
2
6
1
2
7
1
2
7
1
2
7
1
2
8
1
2
7
1
3
8
1
3
8
1
I n c rem e n to 80-90
742
290
209
150
93
307
40
1
5 .6
5.3
263
3
Ta sa de c r e c i m i e n t o 80-90
4.8
F u e n te :
CEPAL,
6.8
s o b re
6 .6
2 .6
La b a s e d e c i f r a s
4.3
o f ic ia le s .
6.7
6 .9
C u a d ro
HONDURAS: V E N T A S ,
CONSU M IDO RES Y CONSUMOS M ED IO S DE E N E R G IA E L E C T R I C A
V e nta s e l é c t r i c a s (GWh)
Año
Total
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
1 -1 2
Consumo me d io o o r c o nsum id or
Consumidores ( m i l e s )
Ind u s­
Otros
Total
tria l
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
Ind u s­
O tros
tria l
1980
760
211
117
379
52
138
122
12
2
2
(% )
100
28
15
50
7
100
88
9
2
1
1981
823
240
123
402
59
155
138
13
2
2
(% )
100
29
15
49
7
100
89
8
2
1
1982
847
264
132
400
50
167
150
13
2
2
(% )
100
31
16
47
6
100
90
8
1
1
1983
920
282
137
439
63
180
161
14
3
2
(%>
100
31
15
48
7
100
90
8
1
1
1984
973
291
151
462
70
198
178
15
3
2
C%)
100
30
16
47
7
100
90
8
1
1
1985
1,065
330
177
450
107
213
192
15
3
3
(% )
100
31
17
42
10
100
90
7
1
1
1986
1,059
340
193
410
116
229
207
17
2
3
(% )
100
32
18
39
11
100
90
7
1
1
1987
1,145
372
230
417
128
245
222
19
1
3
<%)
100
32
20
36
11
100
91
8
1
1
1988
1,258
405
243
469
141
264
240
20
1
3
(% )
100
32
19
37
11
100
91
7
1
1
1989
1,359
436
267
523
133
291
265
21
1
3
<%)
100
32
20
39
10
100
91
7
1990
1,490
502
291
538
159
314
286
23
100
34
20
36
11
100
91
7
« )
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
Indus­
(KWh)
(KWh)
(MWh)
1,732
9,759
169
1,737
9,6 72
167
1,764
10,049
160
1,745
9,627
171
1,634
9,970
175
1,720
11,523
178
1,643
11,383
207
1,677
12,304
298
1,688
12,314
338
1,646
12,559
370
1,755
12,832
371
23
3,073
202
0.1
2 .8
1
1
4
1
I n c rem e n to 80-90
730
291
174
159
107
176
164
11
-1
6.6
-4 .3
2
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
7 .0
F u e n te :
CEPAL,
9.0
s o b re
9.5
la
3.6
base de c if r a s
11.8
o f ic ia le s .
8.6
8.9
8.2
C u a d ro
N IC A R A G U A : V E N T A S ,
CONSU M IDO RES Y CONSUMOS M E D IO S DE E N E R G IA E L E C T R IC A
V e nta s e l é c t r i c a s (G Uh)
Año
Total
R e s id e n ­
c ia l
Comer­
c ia l
1 -1 3
Consumo medio p o r consum idor
Consu mid ores ( m i l e s )
Indus­
Otros
Total
R e s id e n ­
tria l
c ia l
Comer­
Indus­
O tros
tria l
c ia l
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
Indus­
(tCWh)
(KWh)
(MWh)
1,015
51 ,577
424
1
1,116
36,490
476
1
1,102
32,864
445
1
1,130
33,111
465
1
1,130
29,226
446
1,161
26,419
364
1,147
21,749
238
1,223
19,700
175
1,253
17,526
124
1,182
18,443
122
-1 ,0 1 5
-5 1 , 5 7 7
-424
775
201
66
241
266
206
198
1
(X )
100
26
9
31
34
100
96
1
1981
828
234
67
285
241
212
210
2
(X )
100
28
8
34
29
100
99
1
1982
873
245
67
275
285
225
223
2
(X )
100
28
8
32
33
100
99
1
1983
962
265
72
311
314
237
234
2
(X )
100
28
8
32
33
100
99
1
1984
980
279
70
322
309
250
247
2
(X )
100
28
7
33
31
100
99
1
1985
973
298
178
298
200
267
256
7
(X )
100
31
18
31
21
100
96
3
1986
970
298
183
283
206
272
260
8
(X )
100
31
19
29
21
100
95
3
1987
1,038
318
209
303
207
275
260
11
2
3
(X )
100
31
20
29
20
100
95
4
1
1
1988
943
324
186
255
178
274
259
11
2
3
(X )
100
34
20
27
19
100
94
4
1
1
1989
995
315
202
275
203
282
267
11
2
3
(X )
100
32
20
28
20
100
94
4
1
1
1990
1,087
369
154
281
283
0
(X )
100
34
14
26
26
100
1980
R esid en­
1
5
3
1
3
1
1
3
1
Inc rem e n to 80-90
313
168
87
40
17
-206
-198
Tasa de c r e c i m i e n t o 80-90
3.4
F u e n te :
CEPAL,
6 .3
s o b re
8 .8
la
1.5
b ase de c if r a s
0 .6
o f ic ia le s .
-1
-1
-5
C u a d ro
PAN AM A: V E N T A S ,
CO NSU M IDO RES Y CONSUMOS M E D IO S DE E N E R G IA E L E C T R I C A
Total
R e s id e n ­
Comer­
c ia l
c ia l
Consumo medio p o r consum idor
C onsumidores ( m i l e s )
Ve nta s e l é c t r i c a s (GWh)
Año
1 -1 4
Indus­
O tros
Total
R e s id e n ­
c ia l
tria l
Comer­
Indus­
O tros
tria l
c ia l
1
4
1980
1,472
457
479
184
352
234
207
22
<%)
100
31
33
13
24
100
89
9
1981
1,553
475
498
188
392
242
215
23
<%)
100
31
32
12
25
100
89
9
1982
1,673
499
532
218
424
249
220
24
(% )
100
30
32
13
25
100
88
9
1983
1,851
528
568
219
536
260
230
25
(X )
100
29
31
12
29
100
88
9
1984
1,817
522
574
229
492
270
238
26
(X )
100
29
32
13
27
100
88
10
1985
1,944
560
610
252
522
283
249
27
100
29
31
13
27
100
88
10
1986
2,111
607
648
268
589
292
257
28
(X )
100
29
31
13
28
100
88
10
1987
2,283
663
678
305
636
304
268
29
(% )
100
29
30
13
28
100
88
10
1988
2,115
652
604
245
614
303
268
29
(% )
100
31
29
12
29
100
88
10
1989
2,063
611
610
253
589
309
273
30
(X )
100
30
30
12
29
100
88
10
1990
2,124
640
633
276
575
322
284
31
(X )
100
30
30
13
27
100
88
10
2
9
2
«>
R esiden­
Comer­
c ia l
c ia l
tria l
(K U h)
(KWh)
(MUh)
Indus­
2,204
21,889
216
2,211
21,986
223
2,266
22,511
241
2,300
23 ,017
229
2,187
22,139
231
2,245
22,310
237
2,361
22,737
254
2,477
23,168
284
2,435
20,923
259
2,2 40
20,624
274
2,251
20,413
298
48
-1 ,4 7 6
82
0 .2
-0 .7
2
1
4
2
1
5
2
1
5
2
1
5
2
1
5
2
1
6
2
1
6
2
1
6
2
1
6
2
1
6
In c rem e n to 80-90
652
154
183
91
224
88
77
Ta sa d e c r e c i m i e n t o 80-90
3 .7
F u e n te :
CEPAL,
3.4
so b re
2 .8
la
4.1
base de c if r a s
5 .0
o f ic ia le s .
3 .2
3 .2
3.5
0 .8
3.3
C U A D
C A P I T
R O S
U L O
II
CO STA R I C A :
P R E V IS I O N
DE DEMANDAS M A X IM A S ,
1 9 9 2 -2 0 0 0
(MW)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
En ero
F e b re ro
Marzo
Abri 1
Mayo
Ju n io
J u l io
A g o s to
695.40
735.70
781.30
831.30
884.10
940.40
998.50
1061.00
1126.30
694.20
734.30
779.80
829.80
882.50
938.70
996.70
1059.10
1124.30
695.40
735.70
781.30
831.30
884.10
940.40
998.50
1061.00
1126.30
690.40
730.40
775.60
825.30
877.70
933.60
991.30
1053.40
1118.20
698.00
738.30
784.10
834.30
887.20
943.80
1002.10
1064.90
1130.40
694.20
734.30
779.80
829.80
882.50
938.70
996.70
1059.10
1124.30
694.80
735.00
780.60
830.60
883.30
939.50
997.60
1060.10
1125.30
704.80
745.60
791.80
842.60
896.00
953.10
1012.00
1075.40
1141.50
Sept i embre
727.40
769.50
817.20
869.50
943.00
983.60
1044.40
1109.80
1178.10
Octubre
Novie m bre
D ic ie m b r e
V a lo r
an ual
741.80
784.80
833.40
886.80
943.00
1003.10
1065.10
1131.80
1201.50
750.00
793.40
842.50
896.50
953.40
1014.10
1076.80
1144.30
1214.70
746.20
789.40
838.30
892.00
948.60
1009.10
1071.40
1138.50
1208.60
750.00
793.40
842.50
896.50
953.40
1014.10
1076.80
1144.30
1214.70
343.50
363.20
385.50
409.90
435.70
463.30
491.80
522.50
554.80
332.60
351.70
373.30
396.90
421.90
448.60
476.20
505.90
537.20
330.80
349.80
371.20
394.70
414.60
446.20
473.70
503.20
534.30
3948.40
4121.90
4374.60
4651.40
4939.70
5257.70
5581.70
5929.70
6296.10
36.00
36.0 0
35.00
35.00
31.30
31.30
P r e v i s i ó n de e n e r g í a s m ensuale s (GWh)
316.80
334.90
355.50
377.90
401.80
427.20
453.50
481.80
511.60
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
296.70
313.70
332.90
354.00
376.30
400.10
424.80
451.30
479.10
379.40
348.30
369.60
393.00
417.80
444.30
471.60
501.00
532.00
312.00
329.90
350.20
372.30
395.80
420.80
446.80
474.60
504.00
325.90
344.60
365.70
388.90
413.40
439.50
466.60
495.70
526.30
321.10
339.50
360.30
383.10
407.30
433.10
459.80
488.40
518.60
330.50
349.40
370.80
394.30
419.10
445.70
473.20
502.70
533.70
330.30
349.30
37 0.70
394.10
41 9.00
44 5.50
473.00
502.50
533.50
328.80
347.60
368.90
392.30
417.00
443.40
470.70
500.10
531.00
R e l a c i o n e s mensuale s de c arg as mínima/máxima ( X )
Año i n i c i a l
Año f i n a l
F ue n te :
32.90
32.90
36.90
36.90
36.70
36.70
CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
33.80
33.80
36 .9 0
36 .9 0
37.10
37.10
36.00
36.00
36 .1 0
36.1 0
36.70
36.70
CO STA R I C A :
P otencia
máxima
(MW)
1
2
3
A
5
6
7
8
9
10
11
M ira va lle s I
M i r a v a l les I I
Mi r a v a l l e s 111
V . San A n to n i
C o lim a
Moin
M o tor B . V .
C entral 1
TG San A n t o n i o
TG B a rra n c a
TG Moin
52.5
52.5
52.5
10.0
12.0
12.0
2A.0
112.5
18.0
18.0
105.0
In d isp o n ib ilid a d
forzada
(X )
In d isp o n ib ilid a d
p rog ra mada
(X)
5.0
5.0
5 .0
5.0
8 .0
8.0
8 .0
8 .0
3 .0
3 .0
3 .0
11.5
11.5
11.5
11.5
7 .7
7.7
7.7
7 .7
3 .8
3.8
3.8
Fuente:
CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c i a de base minima = 0.
R e s e r v a o p e r a t i v a = 0.
CEN TRALES
Consumo
p ro p io
(X )
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
T E R M O E L E C T R IC A S
Pérdidas
de t r a n s m isión
(X )
1.5
1.5
1.5
0.3
-
-
C o sto s
va ria b le s
($/MWh)
2.0
2.0
2.0
2.0
2.5
2.5
2.5
2.5
3 .0
3 .0
3.0
Consumos
e sp ec ífic o s
( k c a l/ k W h )
1.0
1.0
1.0
37A3.0
26A0.0
2300.0
2300.0
2300.0
37A3.0
3743.0
3743.0
Poder
c a lo rffic o
(kc al/kg )
1.0
1.0
1.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
10060.0
10060.0
10060.0
Costo
combustib ie
($ / t)
-
126.0
126.0
126.0
126.0
126.0
182.8
182.8
182.8
COSTA R IC A :
Po t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
E l A re n a l
C orob icf
Cach í
R ío Macho
G arita
Menores
S a n d illa l
Toro I y II
An go s tu ra
156.0
174.0
100.8
120.0
126.0
70.5
32.0
90.0
177.0
CEPAL, so b re la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c ia de ba se mínima = 0.
Reserva o p e r a t i v a = 0.
C E N T R A L E S H I D R O E L E C T R IC A S
ln d is p o n ib ilid a d
forzada
(% )
In d isp o n ib ilid a d
p rog ra­
mada
(X )
2 .0
2 .0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2.0
3.8
3.8
3 .8
3.8
3.8
3 .8
3 .8
3 .8
3.8
Consumo
pro p io
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Pérdidas
de t r a n s ­
m i s ió n
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Volumen
de r e g u ­
la c ió n
(MWh)
783,0 00.0
829 ,0 0 0.0
2 5 ,00 0 .0
1 ,0 0 0 .0
1,0 0 0 .0
1 ,0 0 0 .0
1,0 0 0 .0
1 ,0 0 0 .0
3 ,4 0 0 . 0
C osto
va ria ­
ble s
( $/MWh)
0.3
0.3
0.3
0 .3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
CO STA R I C A :
Proyecto
Enero
F e b re r o
Marzo
A b ril
D IS P O N IB IL ID A D E S
Mayo
H ID R O E N E R G E T IC A S
Ju n io
H idro c o nd ic ió n 1
( p ro b a b i l i dad p o r c e n t a j e :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
El Arenal
Corob icf
Cachi
R ío Macho
G arita
Menores
S a n d illa l
T o r o I y 11
A n g o s tu ra
6 6 .0
6 3 .0
29 .0
2 2 .0
3 6 .0
17.0
8.0
13 .0
3 0 .0
70 .0
66 .0
21 .0
15.0
29 .0
14.0
8 .0
9 .0
23 .0
78 .0
74.0
23 .0
14.0
30 .0
13.0
8 .0
8 .0
20 .0
79.0
7 8 .0
21.0
12 .0
3 0 .0
12 .0
8.0
7 .0
17.0
67 .0
69.0
25.0
19.0
34 .0
16.0
8 .0
15.0
36.0
4 3 .0
4 5 .0
3 6 .0
3 2 .0
3 5 .0
18.0
8.0
27 .0
6 4 .0
H idro c o nd ic ió n 2
(p ro b a b ilid a d p o rc e n ta je :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
El Arenal
C orob icf
Cachi
R i o Macho
G a rita
Menores
S a n d illa l
Toro I y I I
A n g o s tu ra
7 9.0
8 1 .0
3 6 .0
26 .0
4 0.0
22 .0
11 .0
14 .0
3 5 .0
84 .0
85.0
26 .0
19.0
3 3 .0
18.0
11.0
10.0
26.0
93 .0
95 .0
28.0
17.0
3 3 .0
17.0
11.0
9.0
23.0
9 4 .0
100.0
2 6 .0
14.0
3 3 .0
15.0
11 .0
8 .0
2 0 .0
81.0
39 .0
31.0
24.0
38 .0
20.0
11.0
16.0
41 .0
5 1.0
5 7 .0
4 3 .0
4 0 .0
4 0 .0
23.0
11.0
29 .0
74.0
H idro c o nd ic fó n 3
(p ro b a b ilid a d p orc e ntaje :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
El Arenal
C o ro b ici
Cachi
R io Macho
G a rita
Menores
S a n d illa l
Toro I y I I
A n g o s tu ra
9 1 .0
7 5 .0
4 0 .0
3 1 .0
4 7 .0
2 8 .0
12 .0
2 7 .0
6 4 .0
97 .0
79.0
29.0
22.0
3 8.0
23.0
12.0
22 .0
52.0
107.0
88 .0
3 2 .0
20.0
3 8.0
21.0
12.0
17.0
40 .0
108.0
9 3 .0
2 9 .0
17.0
3 8 .0
19.0
12.0
19.0
4 6 .0
9 3 .0
83.0
35 .0
28 .0
45.0
25.0
12.0
29 .0
699.0
5 9.0
5 4 .0
4 9 .0
4 7 .0
4 6 .0
29 .0
12.0
42.0
9 9 .0
Ju lio
(GW h)
A g os to
S e p t ie m b r e
Octubre
Noviembre
D ic ie m b r e
10)
38 .0
40 .0
41 .0
3 4 .0
39 .0
19.0
8 .0
26.0
63 .0
35.0
36.0
44.0
36.0
40.0
19.0
8.0
29.0
70.0
3 1 .0
3 3 .0
3 8 .0
4 0 .0
3 9 .0
18.0
8.0
3 0 .0
7 4 .0
29.0
31.0
4 0.0
44 .0
4 2.0
20 .0
8.0
34 .0
81.0
3 8 .0
40.0
40.0
40.0
38.0
20.0
8.0
34.0
81.0
5 1.0
52 .0
34.0
27.0
37.0
19.0
8 .0
16.0
39.0
42 .0
47 .0
54.0
44.0
45.0
24.0
11.0
31.0
80.0
3 8 .0
4 3 .0
4 6 .0
4 9 .0
4 4 .0
23 .0
11.0
3 3 .0
8 4 .0
35 .0
4 0 .0
49.0
54 .0
47 .0
26 .0
11.0
3 7.0
9 3.0
46.0
51.0
49.0
49.0
42.0
25.0
11.0
28.0
72.0
61.0
67 .0
41.0
33-. 0
41.0
24.0
11.0
17.0
44 .0
48.0
44.0
61 .0
52.0
52.0
30 .0
12.0
43.0
103.0
4 3 .0
4 0 .0
5 2 .0
5 8 .0
5 1 .0
29 .0
12.0
4 6 .0
109.0
40 .0
37 .0
56 .0
63 .0
54 .0
33.0
12.0
48 .0
114.0
53.0
47.0
55.0
58.0
49 .0
32.0
12.0
43.0
102.0
70.0
62 .0
46.0
39 .0
48.0
30.0
12.0
36.0
85.0
25)
45.0
51.0
50 .0
42.0
44 .0
24.0
11.0
28.0
72.0
50)
52.0
48.0
56.0
49.0
51 .0
31.0
12.0
41.0
98.0
/ C o n tin ú a
Proyecto
En ero
F e b re r o
Marzo
A b ril
Mayo
Ju n io
(H id ro c o n d ic ió n 4)
(p ro b a b ilid a d porcentaje:
1
2
3
4
5
6
7
6
9
El Arenal
C orob icí
Cachi
R ío Macho
G a rita
Menores
S a n d il i a i
T o r o I y 11
A n g o s tu ra
98.0
93 .0
44 .0
34.0
50.0
30 .0
13.0
4 2.0
102.0
105.0
98.0
31.0
24.0
41 .0
25.0
13.0
34 .0
83 .0
116.0
109.0
34.0
22.0
42.0
23.0
13.0
24.0
58.0
117.0
115.0
31 .0
19.0
42.0
20.0
13.0
3 5 .0
83 .0
100.0
103.0
3 7 .0
3 1 .0
4 8 .0
27.0
13 .0
4 2 .0
101.0
64.0
66 .0
53.0
51.0
50 .0
32.0
13.0
53 .0
128.0
Ju lio
Agosto
S e p tie m b r e
Octubre
Novie mbre
D ic ie m b r e
43.0
4 6.0
60.0
69 .0
59.0
36.0
13.0
53.0
128.0
57.0
59.0
60.0
63 .0
53.0
35.0
13.0
53.0
128.0
76.0
77.0
50.0
42.0
52.0
33.0
13.0
53.0
128.0
15)
56.0
59.0
61.0
54.0
55.0
34.0
13.0
53.0
128.0
5 2 .0
5 4 .0
6 6 .0
5 7 .0
56.0
3 3 .0
13.0
53 .0
128.0
47.0
50.0
57 .0
6 3 .0
55.0
32 .0
13.0
5 3 .0
128.0
EL SALVADOR:
PREVISION DE DEMANDAS MAXIMAS,
(MW)
•
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
1992-2000
O c tu b r e
N ov ie m b re
D ic ie m b r e
418.30
447.70
480.70
515.50
532.40
569.90
610.00
656.40
695.60
434.40
465.00
499.30
535.40
553.00
591.90
633.60
681.80
722.50
461.20
493.70
530.10
568.40
587.10
628.40
672.70
723.80
767.10
469.00
502.00
539.00
578.00
597.00
639.00
684.00
736.00
780.00
209.80
224.70
241.10
259.00
271.20
290.60
311.10
334.50
360.20
222.00
237.70
255.20
274.10
287.00
307.60
329.30
354.00
381.20
219.10
234.60
251.80
270.40
283.20
303.50
324.90
349.20
376.20
235.20
251.80
270.30
290.30
304.00
325.80
348.80
374.90
403.80
37.50
37.50
32.8 0
32.80
35.80
35.00
Enero
F e b re r o
Marzo
Abr i l
Mayo
Junto
Ju lio
A g o s to
Sept i embre
400.50
428.70
460.30
493.60
509.80
545.70
584.10
628.50
666.10
414.40
443.60
476.30
510.80
527.60
564.70
604.40
650.40
689.30
415.60
444.80
477.60
512.10
529.00
566.20
606.10
652.10
691.10
407.40
436.10
468.20
502.10
518.60
555.10
594.20
639.40
677.60
402.00
430.30
462.00
495.00
511.70
547.70
586.30
630.80
668.50
396.10
423.90
455.20
488.10
504.20
539.60
577.60
621.50
658.70
400.70
428.90
460.60
493.90
510.10
546.00
584.50
628.90
666.50
408.50
437.30
469.50
503.50
520.00
556.60
595.80
641.10
679.40
P r e v i s i ó n de e n e r g í a s mensuales (GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
202.80
217.10
233.00
250.30
262.10
280.90
300.70
323.20
348.20
192.90
206.50
221.60
238.10
249.30
267.20
286.00
307.40
331.10
220.80
236.40
253.70
272.50
285.40
305.80
327.40
351.90
379.10
203.00
217.30
233.30
250.60
262.40
281.20
301.00
323.60
348.50
218.70
234.20
251.40
270.00
282.70
303.00
324.30
348.60
375.50
206.20
220.80
237.00
254.50
266.50
285.60
305.80
328.70
354.00
213.60
228.70
245.40
263.60
276.00
295.80
316.70
340.40
366.70
202.90
217.30
233.20
250.50
262.30
281.10
301.00
323.50
348.40
R e l a c i o n e s mensuales de c arg as mínima/máxima ( X )
Año i
Año 1
36.70
36.70
39.00
39.00
41.10
41 .1 0
39 .6 0
39.60
44.20
44.20
37.30
37.30
39.60
39.60
37.10
37.10
37.80
37.80
EL
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Ahuachapán
Ahuachapán
Bocapozo B e r l í n
Bocapozo C h ip i lapa
Central B e rlín
Central B e r lín
C e n t r a l C h i p i lapa
San V i c e n t e
Coatepeque
A c a ju tla
A c a ju tla
C i c l o combinado
M ira va lle
Soyapango
Soyapango
Soyapango
San Miguel
T . gas CC
50 .0
70.0
15.0
5 .0
4 0 .0
60.0
20.0
20.0
20.0
58.0
28 .0
3 7.0
12.0
42 .0
29.0
16.0
21.0
66.0
In d isp o n ib ilid a d
forzada
S A LV A D O R :
(%)
In d isp o n ib i lid a d
prog ramada
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
8 .0
8 .0
3 .0
3 .0
3.0
3 .0
3 .0
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
7 .7
3.8
3 .8
3.8
3.8
3 .8
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c i a de base mínima = 0.
R e se rva o p e r a t i v a = 0 .
(%)
CENTRALES
Consumo
p ro p io
(% )
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
T E R M O E L E C T R IC A S
Pérdidas
de t r a n s ­
m isió n
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
0 .3
0 .3
0 .3
-
-
Co sto s
v a ria b le s
($/MWh)
2.0
2 .0
2.0
2.0
2 .0
2.0
2 .0
2.0
2.0
2 .0
2.0
2.0
2.5
3 .0
3 .0
3 .0
3 .0
3 .0
Consumos
espec i f i cos
( k c a l/ k W h )
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
2936.0
2936.0
3400.0
3400.0
4798.0
4798.0
4798.0
4798.0
3400.0
Poder
c a lo rífic o
(kcal/kg)
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
11244.0
11244.0
11244.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
C o s to
combus­
tib le
(S / t)
130.7
130.7
130.7
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
I
EL
P otencia
máxima
(MW)
1
2
3
A
5
6
5 de N ovie m bre
5 de Novie m bre
15 de S e p tie m b r e
C e r r ó n Grande
G u a jo y o
San Marcos
71 .0
191.0
156.0
135.0
15.0
8 0 .0
CEPAL, s o b r e l a ba se de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : P o t e n c i a de ba se minima = 0.
R e s e r v a o p e r a t i v a = 0.
SALVADO R:
C E N T R A L E S H ID R O E L E C T R IC A S
ln d is p o n ib ilid a d
forzada
(% )
In d isp o n ib ilid a d
p rog ra­
mada
(X )
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
3 .8
3 .8
3.8
3 .8
3 .8
3.8
Consumo
p ro p io
(%>
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
<%)
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Volumen
de r e g u ­
la c ió n
(MUh)
1 ,0 00.0
1 ,0 0 0.0
1,000.0
180,000.0
4 0 ,0 0 0 .0
1,000 .0
Co sto
v a ria ­
b le s
($/MWh
0 .3
0 .3
0.3
0 .3
0 .3
0 .3
E L S A LV A D O R :
C en tra le s h i d r o e l é c t r i c a s
Enero
Febrero
Marzo
Abri 1
D IS P O N IB IL ID A D E S
Mayo
H ID R O E N E R G E T IC A S
Ju n io
H idrocond ición 1
(p ro b a b ilid a d porcentaje :
1
2
3
4
5
6
5 de N ovie m bre
5 de N ovie m bre
15 de S e p tie m b r e
C e rr ó n Grande
Gua j oyo
San Marcos
35 .0
35.0
26.0
34.0
4 .7
1.0
3 5 .0
3 5 .0
2 6 .0
3 4 .0
4 .7
1 .0
3 5 .0
3 5 .0
26 .0
3 4 .0
4 .7
1.0
43.0
4 3 .0
3 1 .0
36.0
3 .7
12.0
4 3 .0
4 3.0
3 1.0
36 .0
3.7
12.0
43 .0
43.0
31 .0
3 6.0
3 .7
12.0
H idrocond ición 2
(p ro b a b ilid a d p orc entaje :
1
2
3
4
5
6
5 d e N ov ie m b re
5 de N ov ie m b re
15 de S e p tie m b r e
C e rr ó n Grande
Guaj o y o
San Marcos
37.0
38.0
28.0
36.0
6 .4
3 .0
3 7 .0
3 8 .0
2 8 .0
3 6 .0
6.4
3.0
3 7 .0
38 .0
28.0
36 .0
6 .4
3 .0
46.0
45 .0
3 9 .0
36 .0
5.1
16.0
4 6 .0
45 .0
3 9.0
36 .0
5.1
16.0
46 .0
45.0
39 .0
36.0
5.1
16.0
H idrocondición 3
(p r o b a b ilid a d p orc e ntaje:
1
2
3
4
5
6
5 de N o v ie m b r e
5 d e N o v ie m b r e
15 de S e p tie m b r e
C e r r ó n Gra nde
Guaj o y o
San Marcos
38.0
38 .0
29.0
3 7 .0
8 .3
5.0
3 8 .0
3 8 .0
2 9 .0
3 7 .0
8.3
5 .0
38 .0
38 .0
29 .0
3 7 .0
8 .3
5.0
4 6.0
4 6 .0
43.0
3 3 .0
4.5
19.0
4 6 .0
46.0
43 .0
3 3 .0
4 .5
19.0
46 .0
46.0
4 3.0
33 .0
4.5
19.0
( H i d r o c o n d i c i ó n 4)
( p r o b a b i lid a d p orc e ntaje ::
1
2
3
4
5
6
5 de N ov ie m b re
5 de N ov ie m b re
15 de S e p tie m b r e
C e rr ó n Gra n d e
Guaj o y o
San Marcos
38.0
38.0
31.0
38.0
7.3
10.0
3 8 .0
3 8 .0
3 1 .0
3 8 .0
7 .3
10 .0
38.0
3 8.0
31.0
38.0
7 .3
10.0
48.0
4 8 .0
57.0
3 6 .0
7.7
23.0
4 8 .0
48.0
57 .0
36 .0
7.7
23 .0
48 .0
48 .0
57.0
36 .0
7 .7
23.0
J u l io
(GW h)
A g o s to
Se p tie m bre
Octubre
N oviembre
D i c i embre
10)
3 8 .0
71.0
6 1 .0
2 3.0
1.2
3 6 .0
38.0
71.0
61 .0
23.0
1.2
36 .0
38.0
71.0
61 .0
23.0
1.2
36 .0
32.0
39 .0
49 .0
29 .0
1.7
16.0
32.0
39 .0
40.0
29.0
1.7
16.0
32.0
39.0
40.0
29.0
1.7
16.0
41 .0
98.0
67.0
38.0
1.6
42 .0
41.0
98 .0
67.0
38 .0
1.6
42 .0
35 .0
58 .0
57.0
40 .0
2.4
24.0
3 5.0
58 .0
57 .0
4 0 .0
2 .4
24 .0
36 .0
58 .0
57.0
40 .0
2.4
24.0
50 .0
100.0
70.0
49 .0
3.3
4 5 .0
50 .0
100.0
70.0
49 .0
3 .3
45 .0
47 .0
69 .0
63.0
60 .0
5.3
26.0
4 7 .0
69 .0
63 .0
60.0
5.3
26.0
47.0
69.0
63.0
6 0.0
5.3
26.0
50 .0
107.0
105.0
75.0
6 .9
50 .0
50 .0
107.0
105.0
75.0
6.9
50.0
47 .0
75.0
81.0
62.0
8 .7
35 .0
47.0
75.0
81.0
62.0
8 .7
35 .0
47.0
75.0
81.0
6 2.0
8.7
35.0
25)
4 1 .0
9 8 .0
6 7 .0
38.0
1.6
4 2 .0
50)
50.0
100.0
70 .0
49.0
3 .3
4 5 .0
15)
50.0
107.0
105.0
75.0
6.9
5 0 .0
G U A TEM A LA :
P R E V IS I O N DE DEMANDAS M A X IM A S ,
1 9 9 2 -2 0 0 0
(MW)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
En ero
F e b re r o
Marzo
491.40
522.00
552.70
581.50
611.30
640.10
669.90
697.80
726.70
511.20
543.10
575.00
605.00
636.00
666.00
696.90
726.00
756.00
500.00
532.00
563.30
592.70
623.00
652.40
682.70
711.20
740.60
Abri 1
502.10
533.40
564.70
594.20
624.60
654.10
684.50
713.00
742.50
Octubre
Noviembre
D ic ie m b r e
Máximo
anual
495.30
526.20
557.10
586.20
616.20
645.30
675.30
703.40
732.50
501.90
533.20
564.50
594.00
624.40
653.90
684.30
712.80
742.30
525.30
558.00
590.80
621.60
653.50
684.30
716.10
746.00
776.80
513.80
545.80
577.90
608.00
639.30
669.30
700.40
729.70
759.80
532.30
565.50
598.70
630.00
662.20
69 3.50
725.70
756.00
787.20
219.10
231.70
246.20
259.40
272.60
285.50
298.40
311.10
323.70
228.30
242.40
256.40
270.20
283.90
297.40
310.80
324.10
337.20
225.70
239.70
253.60
267.20
280.70
294.10
307.30
320.40
333.40
234.80
249.40
263.80
277.90
292.10
306.00
319.80
333.40
346.90
234.80
249.40
263.80
277.90
292.10
306.00
319.80
333.40
346.90
32.00
32.00
28.00
28.80
33.30
33.30
Mayo
Ju n io
Ju lio
A g o s to
Sept i embre
484.90
515.20
545.40
573.90
603.20
631.70
661.10
688.70
717.10
486.20
516.50
546.80
575.40
604.80
633.40
662.80
690.50
719.00
532.30
565.50
598.70
630.00
662.20
693.50
725.70
756.00
787.20
488.40
518.90
549.40
578.00
607.60
636.30
665.90
693.60
722.30
P r e v i s i ó n de e n e r g ia s m ensuale s (GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
214.80
228.10
241.30
254.20
267.10
279.80
292.40
304.90
317.30
202.80
215.40
227.80
240.00
252.20
264.20
276.10
287.90
299.60
230.80
245.10
259.20
273.10
287.00
300.60
314.20
327.50
340.80
209.10
222.10
234.90
247.50
260.00
272.40
287.40
296.80
308.80
223.60
237.50
251.20
264.70
278.10
291.30
304.50
317.40
330.30
212.40
225.60
238.60
251.40
264.20
276.80
289.20
301.60
313.80
220.50
234.10
247.70
260.90
274.20
287.20
300.20
313.00
325.70
223.00
236.90
250.60
264.00
277.40
290.60
303.70
316.60
329.50
R e l a c i o n e s mensuales de c arg as mfnima/máxima ( X )
Año i n i c i a l
Año f i n a l
29.40
29.40
27.80
27.80
35.00
35.00
28.70
28.70
35.90
35 .9 0
33.00
33.00
31.50
31.50
33.70
33.70
33.40
33.40
9
G U A T EM A LA :
Po t ene i a
máxima
(MW)
Ind i spon ib ilid a d
forza d a
(X )
In d isp o n i b ilid a d
p rog ra mada
CENTRALES
Consumo
propio
(% )
(X)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
G. Boca de Pozo
G. Z u n i l 1
G. Z u n i l 2
V. E sc uintla 1
V. E sc u in tla 2
V. E s c u in tla 3
V. Laguna 1 y 2
CC. Laguna 2 y 3
CC. V a p o r 3 y 4
TG. E s c u i n t l a 1 y 2
TG . Gas 3 y 4
TG . Gas 5
TG . Gas 6
TG. Gas 7
TG . Laguna 1
T . Laguna 2
5 .0
15.0
5 5 .0
3 0 .0
50.0
100.0
7 .0
32.0
26.0
20 .0
4 0 .0
32 .0
3 0 .0
50 .0
9 .0
30.0
5.0
5.0
5 .0
5.0
5.0
5 .0
5 .0
8.0
8 .0
3 .0
3.0
3 .0
3.0
3 .0
3.0
3.0
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
3 .8
3.8
3.8
3.8
3 .8
3.8
3.8
2.0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2.0
2 .0
3 .0
3 .0
3.0
3 .0
3 .0
3.0
3 .0
T E R M O E L E C T R IC A S
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
(X)
1.5
1.5
1.5
0 .3
0 .3
0.3
0.3
0 .3
0 .3
.
-
-
Costos
va ria b le s
($/MWh)
2.0
2.0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2.5
2.5
3 .0
3 .0
3.0
3 .0
3 .0
3 .0
3.0
Consumos
e sp ec ífic o s
( k c a l/ k U h )
1.0
1.0
1.0
3406.0
2838.0
2271.0
3406.0
2271.0
3406.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
Poder
c a lo rífic o
(kca l/ k g )
1.0
1.0
1.0
11250.0
11250.0
11250.0
11250.0
10700.0
10700.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
C o s to
combus­
tib le
($ / t)
130.7
130.7
130.7
130.7
140.0
140.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
O V '
F ue n te :
CEPAL, s o b r e l a base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : P o t e n c ia de b a se mínima = 0.
R e s e r va o p e r a t i v a = 0.
G U A T E M A LA :
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Menores
Lo s E s c l a v o s
J u r u n M a r ín a la
Aguacapa
C hixoy
Sa n ta M a ria I
Sa nta M a ria 11
R io Bobos
E l Palm ar
S e rc h il
10.5
13.0
60 .0
85.0
280.0
6 .0
68 .0
8.0
54.0
110.0
CEPAL, s o b r e la ba se de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c i a d e base minima = 0.
R e se rva o p e r a t i v a = 0 .
Ind isp o n i b i l i dad
forzada
(X)
2 .0
2 .0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
C E N T R A L E S H ID R O E L E C T R IC A S
In d is p o n i b i l i dad
prog ra­
mada
(X )
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3.8
3 .8
3.8
3.8
Consumo
propi o
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
(X)
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Volumen
de r e g u ­
la c ió n
(MWh)
5 ,0 0 0 .0
5 ,0 0 0 .0
25,000 .0
25,000 .0
340 ,0 0 0.0
5 ,0 0 0 .0
10,000.0
5 ,0 0 0 .0
20,0 00 .0
25,0 0 0 .0
C o sto
v a ria ­
ble s
($/MWb)
0.3
0 .3
0 .3
0.3
0.3
0.3
0 .3
0 .3
0.3
0.3
G U A T E M A LA :
Proyecto
E n e ro
Febrero
Marzo
A b ril
D IS P O N IB IL ID A D E S
Mayo
E N E R G E T IC A S
Ju n io
H idro c o nd ic ió n 1
(p ro b a b ilid a d p o rc e n taje :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Menores
Los E s c l a v o s
Ju rú n M a rinala
Aguacapa
Ch i x o y
Sa n ta M a r ía I
Santa M a rfa 11
R ío Bobos
E l Palm ar
S e rc h il
2 .7
1 .7
9 .5
7 .4
8 1 .3
3.0
8.0
4.0
8.1
12.9
4.5
1.7
9 .5
7 .4
85 .3
3.0
8 .0
4 .0
8.1
12.9
2.7
1.7
7 .7
7.4
85.3
3 .0
8 .9
3.6
9 .0
12.9
4 .5
2 .6
7.7
8.6
8 6 .8
3.0
8.0
2 .4
8 .2
13.7
3.6
2 .6
8 .6
8.6
91 .6
3.0
10.1
3 .6
10.3
13.7
5.4
4.3
10.3
13.2
85.3
3.0
13.6
4.0
13.9
13.7
H idro c o nd ic ió n 2
(p ro b a b ilid a d porce ntaje :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Menores
Los E s c l a v o s
Ju rú n M arinala
Aguacapa
Ch i x o y
Sa n ta M a ría I
Sa n ta M arfa 11
R í o Bobos
E l Palm ar
Serchi l
3 .0
2 .0
11.0
13.0
103.0
3.3
10 .6
5.0
10 .6
16.0
5 .0
2.0
11.0
13.0
108.0
3 .3
10.6
5 .0
10.6
16.0
3.0
2 .0
9 .0
13.0
108.0
3 .3
11.8
4.5
11.8
16.0
5.0
3 .0
9 .0
15.0
110.0
3 .3
10.7
3 .0
10.7
17.0
4 .0
3 .0
10.0
15.0
116.0
3 .3
13.5
4 .5
13.5
17.0
6.0
5.0
12.0
23 .0
108.0
3 .3
18.1
5 .0
18.1
17.0
H idro c o nd ic ió n 3
(p ro b a b ilid a d p o rc e ntaje :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Menores
Lo s E s c l a v o s
J u r ú n M a r in a la
Aguacapa
C hixoy
Sa n ta M a r ía 1
Sa n ta M a ría I I
R í o Bobos
E l Palm ar
S e rc h il
3 .3
2 .3
12.5
19.3
114.1
3 .6
14 .6
6.1
14.3
19.5
5.5
2 .3
12.5
19.3
119.6
3 .6
14.6
6.1
14.3
19.5
3 .3
2 .3
10.3
19.3
119.6
3 .6
16.2
5.5
15.9
19.5
5.5
3.5
10.3
22 .3
121.9
3.6
14 .7
3 .7
14.4
2 0 .7
4 .4
3 .5
11.4
22.3
128.5
3.6
18.6
5.5
18.1
2 0 .7
6 .6
5 .8
13.7
34.1
119.6
3 .6
24.9
6.1
24 .3
2 0 .7
Ju lio
(GW h)
A g os to
S e p t ie m b r e
Octubre
Noviembre
D ic ie m b r e
10)
6.2
4.3
10.3
14.3
86.1
3 .0
13.8
4 .0
14.8
13.7
6 .2
5 .2
11.2
16.0
88.4
3 .0
13.6
4.0
14.6
13.7
6.2
5.2
12.9
16 .6
96 .3
3.0
13.6
4.0
14 .6
1 3 .7
6 .2
4 .3
14.6
16.6
102.6
3 .0
14.3
4 .0
14.6
13.7
5.4
3.5
11.2
12.0
97 .9
3 .0
11.6
3 .6
11.8
13.7
3.6
2.6
10.3
8.0
91.6
3 .0
9.6
3 .2
9 .8
12.9
7.0
6 .0
13.0
28.0
112.0
3 .3
18.1
5 .0
19.1
17.0
7 .0
6.0
15.0
2 9.0
122.0
3.3
18.1
5 .0
19.1
17 .0
7.0
5 .0
17.0
29.0
130.0
3 .3
19.0
5 .0
19.0
17.0
6.0
4 .0
13.0
21.0
124.0
3 .3
15.4
4.5
15.4
17.0
4 .0
3 .0
12.0
14.0
116.0
3.3
12.8
4 .0
12.8
16.0
7 .8
6.9
14.8
4 1.6
124.1
3 .6
24 .9
6.1
25 .7
20.7
7.8
6 .9
17.1
4 3 .0
135.1
3.6
2 4 .9
6.1
2 5 .7
2 0 .7
7 .8
5 .8
19.4
43 .0
144.0
3.6
26.1
6.1
25.5
20 .7
6.6
4 .6
14.8
31.2
137.4
3 .6
21.2
5.5
20.7
20.7
4.4
3.5
13.7
20.8
128.5
3 .6
17.6
4 .9
17.2
19.5
25)
7.0
5.0
12.0
25.0
109.0
3 .3
18.3
5 .0
19.3
17.0
50)
7 .8
5.8
13.7
37.1
120.7
3.6
25.2
6.1
25 .9
20.7
/ C o n tin ú a
P royecto
Enero
F e b re r o
Marzo
Abri l
Mayo
Ju n io
( H i d r o c o n d i c i ó n 4)
(p ro b a b ilid a d porce ntaje ::
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Menores
Los E s c l a v o s
J u r ú n M a r ín a la
Aguacapa
Ch i xoy
Santa Marfa 1
Santa M arfa I I
R ío Bobos
E l Palm ar
Se rch il
3 .8
2 .7
14.9
26.3
124.9
4 .0
22.8
8.1
22.4
26.0
6.3
2.7
14.9
26.3
131.0
4 .0
22.8
8.1
22.4
26 .0
3.8
2 .7
12.2
26 .3
131.0
4 .0
25.3
7.3
2 4 .9
2 6 .0
6 .3
4 .0
12.2
30 .4
133.4
4.0
? 3 .0
4.9
22.6
2 7.6
5 .0
4.0
13.6
30 .4
140.7
4 .0
29.0
7.3
28.5
27 . 6
7.6
6.7
16.3
46 .6
131.0
4 .0
38.8
8.1
38.2
27 .6
J u l io
A g os to
Se p tie m bre
O c tu b r e
Nov iembre
D ic ie m b r e
8.8
6 .7
23.1
58.8
157.6
4 .0
4 0 .8
8.1
40.1
27 .6
7.6
5.4
17.6
42.6
150.4
4 .0
33.1
7.3
32.5
27.6
5.0
4.0
16.3
28.4
140.7
4.0
27.5
6.5
27.0
26.0
15)
8 .8
6.7
16.3
5 0 .7
132.2
4.0
39 .3
8.1
4 0 .7
2 7.6
8 .8
8.1
17.6
5 6 .7
135.8
4 .0
3 8 .8
8.1
40 .3
2 7 .6
8.8
8.1
20.4
58.8
147.9
4.0
3 8.8
8.1
40.3
27.6
H ONDURAS:
P R E V I S I O N DE DEMANDAS M A X IM A S ,
1 9 9 2 -2 0 0 0
(MW)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Enero
Febrero
Marzo
363.30
370.40
372.20
381.90
393.40
408.50
431.50
456.30
482.90
380.40
387.90
389.70
399.90
412.00
427.80
451.90
477.90
505.70
397.40
405.20
407.10
417.80
430.40
446.80
472.00
499.20
528.30
Abr i 1
380.80
388.20
390.00
400.30
412.30
428.10
452.30
478.30
506.10
O c tu b r e
N ov ie m bre
D ic ie m bre
Máximo
anual
383.90
391.40
393.30
403.60
415.80
431.70
456.00
482.20
510.30
379.20
386.60
388.40
398.60
410.60
426.30
450.40
476.30
504.00
403.00
410.80
412.80
42 3.60
436.40
45 3.10
478.60
506.20
535.60
422.00
430.20
432.30
443.60
457.00
474.50
501.30
530.10
561.00
422.00
430.20
432.30
443.60
457.00
474.50
501.30
530.10
561.00
189.70
196.10
198.80
205.80
213.20
222.00
234.70
248.70
263.60
185.10
191.40
194.10
200.90
208.10
216.70
229.10
242.70
257.30
184.40
190.70
193.30
200.10
207.30
215.80
228.20
241.70
256.30
200.90
207.80
210.60
218.00
225.80
235.20
248.60
263.40
279.30
202.00
209.00
211.80
219.30
227.10
236.50
250.10
264.90
280.90
32.00
32.00
34 .3 0
34 .3 0
34.60
34.60
Mayo
Ju n io
J u l io
Ag os to
S e p t i embre
383.90
391.40
393.30
403.60
415.80
431.70
456.00
482.20
510.30
382.30
389.80
39 1.70
401.90
414.00
429.90
454.10
480.30
508.20
352.20
359.10
360.80
370.20
381.40
396.00
418.30
442.40
468.20
376.00
383.30
385.20
395.30
407.20
422.80
446.60
472.30
499.80
P r e v i s i ó n de e n e r g i a s mensuales (GWh) i
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
172.30
178.20
180.60
187.00
193.70
201.70
213.20
225.90
239.50
171.60
177.40
179.90
186.20
192.80
200.80
212.30
224.90
238.50
202.00
209.00
211.80
219.30
227.10
236.50
250.10
264.90
280.90
178.40
184.50
187.00
193.60
200.60
208.90
220.80
233.90
248.00
201.50
208.40
211.20
218.70
226.50
235.80
249.40
264.20
280.10
199.10
206.00
208.80
216.10
223.90
233.10
246.50
261.10
276.80
183.30
189.50
192.10
198.90
206.00
214.50
226.80
240.30
254.70
188.80
195.30
197.90
204.90
212.20
221.00
233.70
247.50
226.40
R e l a c i o n e s mensuale s de c arg as mínima/máxima ( X )
Año i n i c i a l
Año f i n a l
34.50
34.50
35 .9 0
35.9 0
35.10
35.10
35.00
35.00
36.2 0
36.20
41.50
41.50
38.70
38.70
38.40
38.40
37.60
37.60
HONDURAS:
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
C e ib a
A ls h to m
S u lze r
D i e s e l Len ta
Gas 1
Gas 2
20 .0
24.0
30.0
40 .0
50.0
50.0
In d isp o n i b i l i dad
forzada
(% )
In d isp o n ib ilid a d
progra­
mada
(% )
8 .0
8 .0
8.0
8.0
3 .0
3 .0
7 .7
7 .7
7 .7
7 .7
3 .8
3.8
F u e n te :
CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c i a de base minima = 0.
R e s e r va o p e r a t i v a = 0.
C E N T R A L E S T E R M O E L E C T R IC A S
Consumo
propi o
<%)
2 .0
2.0
2.0
2.0
2 .0
2.0
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
<%)
C o sto s
va ria b le s
(í/MWh)
2.5
2.5
2.5
2.5
3 .0
3.0
Consumos
e sp ec ífic o s
(k c a l/ k W h )
2561.0
2468.0
2468.0
2468.0
3406.0
3406.0
Poder
c a lo rf fic o
(kcal/kg)
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
C o s to
combus
tib ie
( V t)
175.0
175.0
175.0
175.0
175.0
175.0
HONDURAS:
P otencia
máxima
(MW)
1
2
3
4
E l C a jó n
Cañaveral
R fo Lindo
N íspe ro
300.0
31 .5
8 0 .0
22.5
CEPAL, so b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c ia de base mínima = 0.
Re se rva o p e r a t i v a = 0.
In d isp o n ib ilid a d
fo rza d a
(X )
2.0
2 .0
2 .0
2.0
CEN TRALES
Ind isp o n ib ilid a d
p ro g ra mada
(X )
3 .8
3 .8
3 .8
3 .8
H ID R O E L E C T R IC A S
Consumo
p ro p io
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
Pérdidas
de t r a n s m isión
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
Volumen
de r e g u la c ió n
(MWh)
1 , 6 2 0 ,0 0 0 .0
174,000.0
415,00 0.0
100.0
C o sto
va ria ble s
(í/MWh)
0 .3
0 .3
0 .3
0 .3
«
%
HONDURAS:
Proyecto
En ero
F e b re r o
Marzo
Abri l
DISPO NIB ILIDAD ES HIDROENERGETICAS (GWh)
Mayo
Ju n io
H idro c o nd ic ió n 1
(p ro b a b ilid a d p orcentaje:
1
2
3
4
E l C a jó n
C a ñ a ve ra l
R ío L in d o
N íspero
109.1
15.9
3 7 .9
1.8
109.1
15.9
3 7.9
1.7
109.1
15 .9
3 7 .9
1 .0
109.1
15.9
37.9
0 .9
80.4
15.9
3 7 .9
1.0
109.1
15.9
3 7 .9
2 .2
H idro c o nd ic ió n 2
(p ro b a b ilid a d porcentaje:
1
2
3
4
E l C a jó n
C a ñ a ve ra l
R ío Lindo
N íspero
109.1
15.9
37.9
3 .3
109.1
15.9
37 .9
2.3
109.1
15 .9
3 7 .9
1.5
109.1
15.9
3 7 .9
1.3
86.4
15.9
3 7 .9
1.4
109.1
15.9
37 .9
10.2
H id ro c o n d ic ió n 3
(p ro b a b ilid a d porcentaje:
1
2
3
4
E l Cajón
C a ñ a ve ra l
R ío Lindo
N íspero
109.1
15.9
37 .9
3.7
109.1
15.9
37 .9
2 .9
109.1
1 5.9
3 7 .9
2.7
109.1
15.9
37 .9
2 .0
109.1
15.9
3 7 .9
1.6
109.1
15.9
37.9
16.4
( H i d r o c o n d i c i ó n 4)
(p ro b a b ilid a d porcentaje:
1
2
3
4
E l Cajó n
C a ña ve ra l
R ío L in d o
N íspero
109.1
15.9
37.9
5 .0
109.1
15.9
37.9
3.5
109.1
15.9
3 7 .9
3.1
109.1
15.9
37 .9
2.4
109.1
15.9
3 7 .9
2 .0
109.1
15.9
37.9
16.4
(H id r o c o n d ic ió n 5)
(p ro b a b ilid a d p orc entaje :
1
2
3
4
E l C ajó n
Ca ñ a ve ra l
R ío L i n d o
N íspero
109.1
15.9
37 .9
5 .4
109.1
15.9
37.9
3.8
109.1
15.9
3 7 .9
3 .5
109.1
15.9
37 .9
2.9
109.1
15.9
37 .9
2.5
109.1
15.9
37.9
16.4
J u l io
Ag osto
S e p tie m b re
O c tu b r e
Novie m bre
D i c i embre
10)
109.1
15.9
3 7 .9
7.2
109.1
15.9
37.9
8.2
109.1
15.9
37 .9
7 .7
109.1
15.9
37.9
7.8
109.1
15.9
37.9
3 .2
109.1
15.9
37.9
2 .7
109.1
15.9
37 .9
10.8
109.1
15.9
37 .9
9 .2
109.1
15.9
37.9
11.2
109.1
15.9
37 .9
4 .7
109.1
15.9
37 .9
3.6
109.1
15.9
3 7 .9
13.1
112.7
15.9
3 7.9
13.7
181.4
15.9
37 .9
13.7
109.1
15.9
3 7 .9
6 .3
109.1
15.9
3 7 .9
5 .0
139.2
15.9
48.7
14.7
219.1
15.9
48.5
15.4
219.1
15.9
55 .9
15.8
110.8
15.9
4 8 .9
6 .9
109.1
15.9
3 7 .9
5 .7
164.4
15.9
48 .6
16.3
219.2
15.9
48.5
16.4
219.2
15.9
55 .9
16.4
202.4
15.9
54.7
7.9
113.8
15.9
37.9
6.5
25)
109.1
15.9
3 7 .9
11 .7
50)
109.1
15.9
3 7 .9
14.6
15)
109.1
15.9
3 7 .9
16.4
10)
141.7
15.9
37.9
16.4
H
#
N IC A R A G U A :
P R E V IS I O N DE DEMANDAS M A X IM A S ,
1 9 9 2 -2 0 0 0
(MU)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
O c tu b r e
Noviembre
D ic ie m b r e
Máximo
anual
235.20
240.30
248.10
265.70
281.50
316.70
332.20
349.40
369.10
241.10
246.40
254.30
263.10
288.60
324.70
340.50
358.10
378.30
250.50
256.00
264.20
273.30
299.80
337.30
353.80
372.10
393.10
262.20
268.00
276.60
286.20
313.90
353.20
370.40
389.50
411.50
274.00
280.00
289.00
299.00
328.00
369.00
387.00
407.00
430.00
114.80
117.20
120.80
125.00
137.00
154.10
161.80
170.20
179.80
124.70
127.30
131.20
135.80
148.80
167.40
175.70
184.90
195.30
127.70
130.50
134.50
139.10
152.50
171.50
180.00
189.40
200.10
135.60
138.50
142.80
147.70
161.90
182.10
191.20
201.10
212.40
142.40
145.40
149.90
155.10
170.00
191.20
200.70
211.10
223.00
43.90
43.90
45.10
45.10
43.0 0
43.0 0
Enero
Febrero
Marzo
Abri l
Mayo
Junio
Ju lio
A g os to
S e p tie m bre
242.20
247.60
255.50
264.40
290.00
326.20
342.20
359.80
380.20
256.40
262.00
270.40
279.80
306.90
345.20
362.10
380.80
402.30
255.20
260.80
269.20
278.50
305.50
343.70
360.40
379.10
400.50
274.00
280.00
289.00
299.00
328.00
369.00
387.00
407.00
430.00
245.80
251.20
259.20
268.20
294.20
331.00
347.10
365.10
385.70
241.10
246.40
254.30
263.10
288.60
324.70
340.50
358.10
378.30
219.90
224.70
231.90
240.00
263.20
296.20
310.60
326.60
345.10
229.30
234.30
241.90
250.20
274.50
308.80
323.90
340.60
359.90
P r e v i s i ó n de e n e r g i a s mensuales (GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
122.90
125.60
129.40
133.90
146.80
165.10
173.30
182.30
192.60
124.40
127.00
130.90
135.40
148.50
167.00
175.30
184.40
194.80
133.20
136.10
140.20
145.10
159.00
178.90
187.80
197.50
208.70
142.40
145.40
149.90
155.10
170.00
191.20
200.70
211.10
223.00
131.50
134.30
138.40
143.20
157.00
176.60
185.40
195.00
206.00
121.50
124.10
127.90
132.30
145.00
163.10
171.20
180.10
190.30
116.80
119.30
123.00
127.20
139.40
156.90
164.70
173.20
183.00
119.10
121.70
125.40
129.70
142.20
160.00
167.90
176.70
186.60
R e la c i o n e s mensuales d e c arg as mfnima/máxima ( X )
Año i n i c i a l
Año f i n a l
41.30
41.30
45.00
45.00
42.40
42 .4 0
42.5 0
42.50
38 .8 0
38 .8 0
46.80
46.80
43.3 0
43.30
42.6 0
42.6 0
42.00
42.0 0
N IC A R A G U A :
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
P a t ric io A rg ü e llo
P a t ric io A rg u e llo
Monte G a lá n
Monte G alá n
Monte G alán
Monotombo
N ic a r a g u a 1 y 2
Managua 1
Managua 1
Managua 2
Managua 3
Managua 3 ( R )
D i e s e l menores
Chinandega
Gas 1 y 2
Ti m al
62.0
70.0
36 .0
72.0
108.0
20 .0
100.0
10.0
15.0
15.0
45 .0
45.0
9 .2
11.0
60 .0
15.0
In d isp o n i b i 1id a d
forzada
(%)
5 .0
5.0
5.0
5 .0
5 .0
5 .0
5.0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
F u e n te : CEPAL, s o b r e la ba se de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : P o t e n c i a de base mínima = 0.
R e se rva o p e r a t i v a = 0.
Ind isp o n i b i 1id ad
p rog ra­
mada
(%)
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
0 .3
0 .3
0.3
0 .3
0 .3
0 .3
-
-
C E N T R A L E S T E R M O E L E C T R IC A S
Consumo
p ro p io
(X )
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
2640.0
2840.0
2840.0
2840.0
2740.0
2740.0
2940.0
4482.0
3400.0
3400.0
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
(%)
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
C o sto s
v a ria b le s
($/MWh)
-
-
130.7
130.7
130.7
130.7
130.7
130.7
168.0
168.0
168.0
168.0
Consumos
e sp e c ífic o s
(k c a l/ k W h )
1.0
1.0
1.0
3406.0
2838.0
2271.0
3406.0
2271.0
3406.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
3743.0
Poder
c a lo rífic o
(kcal/kg)
1.0
1.0
1.0
11250.0
11250.0
11250.0
11250.0
10700.0
10700.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
C o sto
combus­
tib le
($ / t>
130.7
130.7
130.7
130.7
140.0
140.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
N IC A R A G U A :
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
C e n tro a m é r ic a
C a r l o s Fonseca
Wabule - Las Canoas
Montegrande
50.0
50.0
3 .0
40 .0
CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c i a de base mínima = 0.
R e s e r v a o p e r a t i v a = 0.
CENTRALES
<%)
Ind isp o n ib ilid a d
progra­
mada
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
3 .8
3 .8
3 .8
3 .8
In d isp o n i b i t id a d
forza d a
(%)
H ID R O E L E C T R IC A S
Consuno
pro p io
a>
1.5
1.5
1.5
1.5
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
(%)
1.5
1.5
1.5
1.5
Volumen
de reg u ­
la c ió n
(MWh)
180,000.0
137,000.0
100.0
115,000.0
C o s to
va ria ­
ble s
($/MWh)
0.3
0 .3
0.3
0 .3
Proyecto
Enero
Febrero
Marzo
NICARAGUA:
DIS PONIBILIDADES HIDROENERGETICAS (GWh)
Abri l
Mayo
Ju n io
H idrocond ición 1
(p ro b a b ilid a d p orc entaje :
1
2
3
4
C e n tro a m é r ic a
C a r l o s Fonseca
Wabule - La s Canoas
Montegrande
5.6
4.2
0.3
3 .2
7 .7
5.8
0.4
3 .3
7.2
5 .5
0 .4
2 .9
7 .0
5 .4
0 .3
2 .2
15.3
11.4
0.9
5 .2
17.0
18.8
1.5
11.9
H idrocond ición 2
(p ro b a b ilid a d p orc entaje :
1
2
3
4
C e n tro a m é r ic a
C a r l o s Fonseca
Wabule - La s Canoas
Montegrande
7.4
5 .6
0 .4
4 .2
12.5
9 .5
0 .7
5 .4
14.7
11.2
0 .7
5 .8
9 .0
6.2
0 .4
3.2
8.1
6 .0
0 .4
2.7
5.8
6 .4
0.5
4 .0
H idro co nd ició n 3
(p ro b a b ilid a d p orc e ntaje:
1
2
3
4
C e n tro a m é r ic a
C a r l o s Fonseca
Wabule - Las Canoas
Montegrande
21.3
16.1
1.3
12.2
22 .3
16.9
1.2
9.5
23 .7
18.2
1.2
9 .5
2 5 .6
19.8
1.2
8.2
20.1
14.9
1.2
6 .8
13.6
15.0
1.2
9.5
(H id ro c o n d ic ió n 4)
(p ro b a b ilid a d porcentaje :
1
2
3
4
C e n tro a m é r ic a
C a r l o s Fonseca
Wabule - La s Canoas
Montegrande
16.2
12.2
1.0
9.3
8 .3
6 .2
0.5
3.5
65.0
4 9 .9
3.3
20.0
61.3
47.4
2 .8
19.6
34 .2
25 .3
2 .0
11.5
27.2
30 .0
2.4
19.0
J u l io
Ag os to
S e p tie m bre
O c tu b r e
Novi embre
D ic ie m b r e
10)
13 .7
12.3
0.7
7 .0
9.6
8 .3
0.5
5.5
7.7
4.8
0.4
6.0
3.7
6.1
0.3
3.2
7.8
7.0
0 .7
6.4
8.1
6 .6
0 .7
6.7
17.5
15.1
0 .9
9 .8
10.5
6.4
0 .6
8 .2
7.4
12.0
0.5
4 .6
5 .6
5.0
0.5
4.6
14.0
11.6
1.2
11.6
21.4
18.5
1.2
12.2
20 .9
12.9
1.2
16.3
19.0
30 .8
1.4
16.3
14.8
13.4
1.4
12.2
14.8
12.2
1.3
12.2
3 7 .7
32 .5
2.1
21.4
18.4
11.3
1.0
14.3
29.3
47.5
2.1
25.1
18.8
17.0
1.7
15.5
12.5
10.3
1.1
10.3
25)
3 9 .7
3 5 .6
2 .2
20.3
50)
21 .3
19.1
1.2
10.9
15)
36.1
32 .4
2.0
18.5
PAN AM A:
P R E V IS IO N DE DEMANDAS M A X IM A S ,
1 9 9 2 -2 0 0 0
(MW)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Octubre
Nov iembre
D ic ie m b r e
Máximo
anual
483.00
516.00
541.3 0
568.00
595.80
625.10
656.1 0
688.8 0
723.30
510.30
544.30
570.90
599.10
628.40
659.40
692.00
726.50
762.90
510.30
544.30
570.90
599.10
628.40
659.40
692.00
726.50
762.90
518.80
553.30
580.40
609.10
638.90
670.40
703.60
738.60
775.60
518.80
553.30
580.40
609.10
638.90
670.40
703.60
738.60
775.60
251.50
268.20
281.40
295.30
309.70
325.00
341.10
358.10
376.00
259.90
277.20
290.80
305.10
320.10
335.80
352.50
370.00
388.60
251.40
268.10
281.30
295.20
309.60
324.90
341.00
357.90
375.90
271.00
289.00
303.20
318.10
333.70
350.20
367.50
385.80
405.10
265.00
282.60
296.50
311.10
326.40
342.40
359.40
377.30
396.20
29.10
29.10
39.10
39.10
41.90
41.90
E n e ro
F e b re ro
Marzo
Abri l
Mayo
Ju n io
J u l io
Ag osto
Sept i embre
478.50
510.30
535.30
561.70
589.20
618.30
648.90
681.20
715.30
480.60
512.60
537.70
564.20
591.80
621.00
651.80
684.20
718.50
467.90
499.00
523.50
549.30
576.20
604.50
634.50
666.10
699.50
494.4 0
527.30
55 3.10
580.40
60 8.80
63 8.80
670.50
703.90
739.10
495.40
528.40
554.30
581.70
610.10
640.20
671.90
705.40
740.70
479.50
511.40
536.50
563.00
590.50
619.20
650.30
682.70
716.90
488.00
520.50
546.00
572.90
601.00
630.60
661.80
694.80
729.60
492.30
525.00
550.80
577.90
606.20
636.10
667.60
700.80
736.00
P r e v i s i ó n de e n e r g í a s mensuales (GUh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
248.90
265.50
278.50
292.20
306.50
321.60
33 7.60
354.40
372.10
235.30
251.00
263.30
276.30
289.80
304.10
319.20
335.10
351.90
248.30
264.80
277.80
291.50
305.80
320.90
336.80
353.50
371.30
255.70
272.70
286.10
30 0.20
31 4.90
33 0.40
34 6.70
36 4.00
38 2.30
255.40
272.40
285.80
299.90
314.50
330.00
346.40
363.60
381.90
248.20
264.80
277.80
291.50
305.70
320.80
336.70
353.40
371.20
254.10
271.10
284.30
298.40
313.00
328.40
344.70
361.80
379.90
265.00
282.60
296.50
311.10
326.40
342.40
359.40
377.30
396.20
Año i n i c i a l
Año f i n a l
39 .9 0
39.9 0
45.00
45.00
44.70
44.70
43.80
43.80
41.30
41.30
43.80
43.80
42.00
42.00
42.90
42.90
4 2.8 0
4 2.8 0
vz-
R e la c i o n e s m e n su a le s de c arg as mínima/máxima ( X )
PANAM A:
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
B ahía Las Minas
B ahía Las Minas
B ahía Las Minas
San F r a n c i s c o
O l e o 30
O l e o 30
D i e s e l Lenta
C1. P i e l s t i c k
T g . s/e Panamá
T g . s/e Panamá
B ahía Las Minas
Monte Esp era n za
Menores
Gas 30
60 .0
80 .0
110.0
10.0
30.0
50.0
60.0
20.0
20.0
40 .0
54.0
20.0
10.0
30.0
In d isp o ni b i i idad
forzada
(%)
Ind isp o n i b i l i dad
progra­
mada
5.0
5.0
5.0
5.0
5 .0
5.0
5.0
8 .0
3.0
3 .0
3.0
3 .0
3.0
3.0
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
11.5
7 .7
3 .8
3 .8
3 .8
3.8
3 .8
3 .8
(%)
CEN TRALES
Consumo
p ro p io
(%>
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5 .0
5.0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2.0
2 .0
2 .0
T E R M O E LE C T R IC A S
Pérdidas
de t r a n s ­
m isión
<%)
0 .3
0 .3
0.3
0.3
0 .3
0 .3
0 .3
C o sto s
v a ria b le s
($/MWh>
2863.0
2863.0
2863.0
3785.0
2500.0
2500.0
2650.0
2156.0
3623.0
3623.0
3245.0
4055.0
4055.0
3000.0
Consumos
e sp ec ífic o s
(k c a l/ k W h)
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
11244.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
10060.0
Poder
c a lo rífic o
(kca l/ k g )
126.0
126.0
126.0
126.0
126.0
126.0
126.0
175.0
175.0
175.0
175.0
175.0
175.0
175.0
C osto
combus­
tib le
<$ /t)
130.7
130.7
130.7
130.7
140.0
140.0
168.0
168.0
168.0
168.0
168.0
<tz.- 3L
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a ba se de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c ia de ba se mínim a = 0.
Re se rva o p e r a t i v a = 0.
*
PA N A M A :
P o t e n c ia
máxima
(MW)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
F o rtu n a
F o rtu n a
Bayano
Bayano
E stre lla
E stre lla
Los V a l l e s
Los V a l l e s
Menores H i d r o
Esti I
Esti II
280.0
280.0
120.0
150.0
21.0
42 .0
24.0
48.0
8 .0
70.0
40.0
CEPAL, s o b r e la base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota:
P o t e n c ia de base mínima = 0.
R e se rva o p e r a t i v a = 0 .
C E N T R A L E S H ID R O E L E C T R IC A S
In d is p o n ib ilid a d
forza d a
(X )
Ind isp o n ib ilid a d
prograrnada
(X )
2.0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2.0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
2 .0
3 .8
3 .8
3.8
3 .8
3 .8
3 .8
3 .8
3 .8
3 .8
3.8
3.8
Consumo
p ro p io
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Pérdidas
de t r a n s m isión
(X )
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
Volumen
de r e g u la c ió n
(MWh)
1,000.0
3,0 0 0 .0
56 2,0 00.0
562,0 00.0
1,000 .0
1,000.0
1,000 .0
1,000 .0
1,000.0
1,000.0
1,0 0 0 .0
C o s to
v a ria ble s
($/MWh)
0 .3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0 .3
0 .3
0.3
0 .3
PAN AM A:
Proyecto
En ero
F e b re r o
Marzo
A b ril
D IS P O N IB IL ID A D E S
Mayo
H ID R O E N E R G E T IC A S
Ju n io
H idro c o nd ic ió n 1
(p ro b a b ilid a d porce ntaje :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
F o rtu n a
Fo rtu n a
Bayano
Bayano
E stre lla
E stre lla
Los V a l l e s
Los V a l l e s
Menores H i d r o
Est i I
Est i I I
88.4
90 .4
20.8
2 0.8
14.6
14.6
17.5
17.5
4 .0
11.8
21 .2
84 .8
86.6
23.0
23.0
11.7
11.7
13.8
13.8
4.0
13.0
23.4
6 0 .4
6 1 .7
4 1 .2
4 1 .2
8.0
8.0
9 .5
9.5
4.0
23.3
4 1 .9
78.6
80.3
28.7
28 .7
11.8
11.8
14.2
14.2
4 .0
16.2
29.2
65.2
66 .6
39.2
39.2
8 .7
8.7
10.5
10.5
4 .0
22.1
39 .8
80.2
81 .9
29.1
29.1
14.2
14.2
18.6
18.6
4 .0
16.4
29.5
H idro c o nd ic ió n 2
(p ro b a b ilid a d porce ntaje :
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
F o rtuna
F o rtu n a
Bayano
Bayano
E s tre lla
E s tre lla
Los V a l l e s
Los V a l l e s
Menores H i d r o
Est i I
E st i I I
90 .3
107.6
31 .2
31 .2
19.7
19.7
21 .9
21.9
5.8
13.3
23.8
86.5
103.1
34.5
34.5
15.8
15.8
17.2
17.2
5 .8
14.7
26.4
6 1 .3
73.5
61.7
61.7
10.9
10.9
11.9
11.9
5.8
26 .3
4 7 .2
80 .2
95 .6
43.1
43.1
15.9
15.9
17.8
17.8
5 .8
18.3
32.9
66.6
79.3
5 8.7
58.7
11.8
11.8
13.1
13.1
5 .8
24 .9
44.8
8 1 .8
97.5
43.5
43 .5
19.2
19.2
23 .3
23 .3
5 .8
18.5
3 3 .2
H id ro c o n d ic ió n 3
(p ro b a b ilid a d p o rc e ntaje :
1
2
3
4
5
6
F o rtu n a
F o rtu n a
Bayano
Bayano
E s tre lla
E stre lla
104.7
125.7
36.5
36.5
19.9
19.9
100.4
120.5
40.3
40.3
16.0
16.0
71 .5
8 5 .9
72 .2
7 2.2
11.0
11 .0
93 .0
111.7
50.4
50.4
16.1
16.1
77.2
92 .7
68.7
68 .7
11.9
11.9
94.9
113.9
" 5 1 .0
51 .0
19.4
19.4
Ju lio
(G U h )
A g o s to
S e p tie m b re
O c tu b r e
Novie mbre
D ic ie m bre
10)
8 1 .6
83.4
34.4
34.4
13.4
13.4
18.7
18.7
4 .0
19.5
35.1
9 0 .9
9 2 .9
25 .6
25 .6
16.2
16.2
2 0 .7
2 0 .7
4.0
14.5
26.1
102.4
104.7
19.5
19.5
19.0
19.0
23.4
23.4
4.0
11.0
19.8
96.3
98.4
24.0
24.0
19.5
19.5
24.2
24.2
4.0
13.6
24.5
100.2
102.4
25.2
25.2
17.9
17.9
22.3
22.3
4 .0
14.2
25.6
120.1
122.8
34.5
34.5
18.0
18.0
21.6
21.6
4.0
19.5
35.1
9 2 .8
110.6
3 8.3
3 8 .3
22 .0
22 .0
25 .9
25 .9
5.8
16.4
29.4
104.6
124.6
29.2
29.2
25 .8
25.8
29.2
29.2
5 .8
12.4
22.3
98.3
117.2
36 .0
36 .0
26.3
26.3
30.3
30.3
5.8
15.3
27.6
102.3
121.9
37.7
3 7 .7
24.2
24.2
27.9
27.9
5 .8
16.0
28 .8
122.7
146.2
51.6
51.6
24.3
24.3
27.0
27.0
5 .8
22.0
39.5
107.6
129.2
44 .9
44 .9
22.3
22.3
121.3
145.6
34 .2
34 .2
26.1
26.1
114.0
136.9
42.1
42.1
2 6.7
2 6.7
118.6
142.4
44.1
44.1
24.5
24.5
142.2
170.8
60.4
60.4
24.6
24.6
25)
8 3 .3
9 9 .3
51 .6
5 1 .6
18.2
18.2
23 .4
23.4
5.8
22 .0
39 .5
50)
9 6 .6
116.0
60 .3
60 .3
18.4
18.4
I
Proyecto
7
8
9
10
11
Los V a l l e s
Lo s V a l l e s
Menores H i d r o
Esti 1
Esti II
E n e ro
F e b re r o
Marzo
Abri l
Mayo
Ju n io
J u l io
A g o s to
22 .2
22.2
6.4
14.1
25 .2
17.5
17.5
6 .4
15.5
27.9
12.1
12.1
6 .4
27.8
49 .9
18.1
18.1
6 .4
19.4
3 4 .8
13.3
13.3
6 .4
26.4
47 .4
23 .6
23 .6
6.4
19.6
35.1
23.8
23.8
6 .4
23.2
41 .8
26.2
26.2
6 .4
17.3
31.1
118.7
137.8
58 .3
58 .3
26.1
26.1
2 9 .9
2 9.9
7.5
20 .0
36.2
H idrocond ición 4
(p ro b a b ilid a d porcentaje:
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Fortuna
Fortuna
Bayano
Bayano
E s tre lla
E s tre lla
Los V a l l e s
Los V a l l e s
Menores H i d r o
Esti I
Esti II
115.5
134.0
47 .4
47 .4
23 .4
23 .4
25 .3
25 .3
7.5
16.3
2 9 .2
110.7
128.5
52 .4
52.4
18.8
18.8
19.9
19.9
7.5
18.0
32 .3
78.9
91.6
93.8
93.8
12.9
12.9
13.8
13.8
7.5
35.2
57.8
102.6
119.1
65.5
65 .5
18 .9
18 .9
2 0 .6
2 0 .6
7.5
7 .5
22.5
85.2
9 8.9
89 .2
89.2
14.0
14.0
15.2
15.2
7.5
30 .6
54.9
104.7
121.5
66.2
66.2
22 .8
22 .8
26 .9
2 6 .9
7.5
2 2 .7
40 .6
S e p tie m b r e
O c tu b r e
Noviembre
D ic ie m b r e
2 9 .7
2 9 .7
6 .4
13.2
2 3 .6
3 0.7
30 .7
6.4
16.2
29.2
28.4
28.4
6.4
17.0
30.5
27.4
27.4
6.4
23.3
41.8
133.8
155.3
4 4 .4
4 4 .4
3 0 .6
3 0 .6
3 3 .8
3 3 .8
7.5
15.3
27 .3
125.8
146.0
54.7
5 4.7
31.3
31.3
35.0
35.0
7.5
18.8
35.8
130.8
151.9
57 .3
57.3
2 8 .7
2 8 .7
32 .3
32.3
7.5
19.7
35 .3
156.9
182.1
78.5
78.5
28.9
28.9
31.2
31.2
7.5
27.0
48.4
15)
106.6
123.7
78.4
78.4
2 1 .6
21 .6
27.1
27.1
7.5
26 .9
48.4
C O S T O S D E IN V E R SIO N DE P R O Y E C T O S Q U E FORM AN LAS A LTER N A T IV A S DE EQ U IPA M IEN TO
PR O Y E C T O
PO T.
INST.
(MW)
PRESUPUESTO
(M ILLO N ES
U S$)
AÑ O 1
C A L E N D A R O IN V E R S IO N E S (% )
AÑ O 3
AÑO 4
AN O 2
C O S T A RICA
M OTO R BAJA V ELO CIDA D
12 5
9 3 .9 0
1 2 .9
2 8 .7
3 7 .2
1 2 .6
GUATEM ALA
EL PALMAR
54
9 1 .5 5
1 0 .0
4 8 .8
2 4 .4
1 6 .8
HONDURAS
DIESEL LENTO
T. D E G A S
40
50
2 3 .5 6
2 0 .1 3
3 3 .6
4 1 .0
6 6 .4
5 9 .0
NICARAGUA
M ONTEGALAN
36
6 6 .6 7
8 .9
3 8 .7
37.1
PANAM A
DIESEL LENTA
VA PO R NO . 1
V A PO R NO . 2
T. D E G A S
60
30
50
30
7 6 .5 8
2 8 .1 7
4 4 .1 5
2 4 .0 0
3 3 .8
1 5 .6
1 5 .6
4 1 .0
6 6 .4
4 9 .2
4 9 .2
5 9 .0
3 5 .2
3 5 .2
F u en te: CEPAL, so b r e la b a s e d e d a to s o ficia le s.
a) T a sa d e a c tu a liza ció n : 10%
ANO 5
8 .6
C O ST O (a)
TOTAL
1 2 2 .6 3
1 1 0 .8 7
2 5 .5 4
2 1 .9 8
1 5 .3
8 0 .2 5
8 3 .0 1
3 1 .9 7
5 1 .2 4
2 6 .2 0
ISÏHOCENÏROAHERICANO: PLANDEEQUIPAMIENTO(1977-2000)
TI PO
NOMB RE
(NU)
(ANO)
COSTA RICA
HIDROELECTRICA
GEOTERMICA
C. INTERNA
ANGOSTURA
NIRAVALLES
CENTRAL 2
177
52.2
125
1999
2000
1988
EL SALVADOR
HIDROELECTRICA
GEOTERMICA
SAN NARCOS
CHIPILAPA
SAN VICENTE
COATEPEQUE
80
20
20
20
2080
1997
1999
2000
GUATEMALA
HIDROELECTRICA
GEOTERMICA
STA. HARIA 11
EL PALMAR
SERCHIL
ZUNIL II
68
54
110
55
1997
1999
2080
1999
HONDURAS
C. INTERNA
T. GAS
DIESEL LENTA
GAS 2
40
50
1997
1998
NICARAGUA
HIDROELECTRICA
GEOTERMICA
HONTEGRANDE
NONTEGALAN
N0N0T0N60
40
36
36
36
28
2000
1997
1998
1999
1997
ESTI I
ESTI II
CENTRAL 1
CENTRAL 2
DIESE LENTA
GAS
70
40
38
50
68
38
1997
1999
1997
1998
1998
1999
PAI S
PANANA
HIDROELECTRICA
VAPOR
T. GAS
Fuente! Cepal, sobre la base de datos oficiales.
ALTERNATIVA 1
FLAN DE DESPLAZANIENTOS
A partir de 1997 se postergan todas las centrales que consunen derivados de
petróleo ñas Nontegalan 72 NU en Nicaragua.
Ano 1997
Honduras : Diesel Lenta
Panana : Vapor Central
40 NU
30 NU
2001
2001
125 NU
56 NU
50 NU
60 NU
36 NU
2001
2001
2001
2001
2001
30 NU
36 NU
2001
2001
Ano 1998
Costa Pica : Central 2
Honduras : T. Gas No. 2
Panana
: Vapor Central 2
Diesel Lenta
Nicarapa : Nontegalan 2a.
Ano 1999
Panana
: T. Gas
Nicarapa : Nontegalan
ALTERNATIVA2
PLAN DE DESPLAZANlENTOS
A partir de 1997 se postergan todas las centrales que consunen derivados de
petróleo y toda la central Hontegalan (108 NU) en Nicaragua.
Ano 1997
Honduras : Diesel Lenta
Panana : Vapor Central
Nicaragua! Hontegalan No. 1
40 NU
30 HU
36 NU
Ano 1998
Costa Rica ! Central 2
125 NU
Honduras : I. Cas No. 2
50 NU
Panana
: Vapor Central 2
50 HU
Diesel Lenta
68 NU
Nicaragua ! Hontegalan No. 2 36 HU
Ano 1999
Panana
: 1. Cas
Nicaragua ! Hontegalan No. 3
30 NU
36 NU
ALTERNATIF 3
PLAN DE DESPLAZANIENTOS
A partir de 1997 se postergan para el ano 2881 todas las centrales que consunen
derivados de petróleo. Hontegrande (188 HU) en Nicaragua y El Palnar (54 KU) en
Guatenala.
Ano 1997
Honduras : Diesel Lenta
Panana : Uapor Central
Nicaragua: Nontegalan No. 1
48 HU
38 NU
36 IU
Ara 1998
Costa Rica : Central 2
Honduras : T. Cas No. 2
Panana
: Uapor Central 2
Diesel Lenta
Nicaragua ! Nontegalan No. 2
125 HU
58 HU
58 HU
68 NU
36 Ml
Ara 1999
Panana
: T. Cas
Nicaragua : Nontegalan No. 3
Guatenala : El Palnar
38 NU
36 HU
54 NU
IT-31
C O STA R I C A :
P R O Y EC C IO N P A R A E L P E R IO D O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
( H i d r o c o n d i c i ó n 1)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (G Uh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
Geoté rm ic a
P l a n t a s de va p o r
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
44,696
3,851
4,004
4,315
4,615
4,928
5,176
5,582
5,930
6,296
27,598
4,707
568
4,513
7,310
361
2,613
2,709
70
175
993
48
70
175
1,050
118
2,709
362
70
175
999
60
2,949
362
70
175
1,059
36
2,949
724
70
175
1,010
17
2,949
724
70
350
1,083
82
2,949
724
70
1,171
668
4,242
724
9
946
8
-
3,529
1,086
70
1,171
440
-
-
C o s to s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
Geotérm i ca
P l a n t a s de va p o r
C ombustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
964,196
109,964
156,227
118,644
108,879
94,500
143,510
88,216
71,584
72,672
8,313
10,059
29,148
139,758
560,675
216,243
808
838
3,2 39
5,391
71,945
28,580
3,2 39
5,391
76,103
70,656
838
774
3,239
5,391
72,358
36,045
912
774
3,2 39
5,391
76,742
21,821
912
1,548
3,239
5,391
73,156
10,254
912
1,546
3,2 39
10,443
78,485
48,886
912
1,548
3,239
34,120
48,398
-
1,091
1,548
3,2 39
34,120
31,587
-
1,091
2,322
3,239
34,120
31,901
-
C o sto s de c o m b u s t i b le p a r a la o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de va p o r
C ombustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
692,483
76,942
80,924
77,337
81,536
78,102
87,810
80,578
64,477
64,777
27,822
127,672
536,989
3,091
4,945
68,906
3,091
4,945
72,888
3,091
4,945
69,301
3,091
4,945
73,500
3,091
4,945
70,066
3,091
9,5 49
75,169
3,091
31,133
46,354
3,091
31,133
30,253
3,091
31,133
30,553
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D ie se l
F u e n te : CEPAL, s o b r e la
N ota: P re c io d el b a r r i l
P re cio del b a r r i l
P re cio del b a r r i l
1,546
26,586
172
2,954
172
3,113
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de bú nker C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
172
2.970
172
3,138
172
3,0 00
172
3,3 89
172
3,099
172
2,455
172
2,4 67
T T '3 2 -
COSTA R IC A :
P R O Y E C C IO N PA R A E L
P E R IO D O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
( H i d r o c o n d i c i o n 2)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c i ó n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GWh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G eotérm i ca
P l a n t a s de v a p o r
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l s is te m a
43,408
3,8 98
4,122
4,375
4,651
4,945
5,258
3,934
5,930
6,296
30,146
5,531
485
4,253
2,993
3,1 86
3,318
70
175
468
70
175
559
-
3,3 18
362
70
175
450
-
3,578
362
70
175
467
-
3,578
724
70
175
398
-
3,578
724
70
350
536
-
1,106
1,548
47
1,133
100
-
4,242
724
9
946
8
-
4,242
1,086
10
950
9
-
-
-
C o s to s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G eo té rm ic a
P l a n t a s de va p o r
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
384,650
43,490
50,162
43,011
44,308
40,099
55,145
44,996
31,259
32,179
10,086
10,061
22,485
125,169
216,850
-
985
1,026
3,2 39
5,391
33,875
-
3,239
5,391
40,506
-
1,026
774
3,2 39
5,391
32,581
-
1,106
774
3,239
5,391
33,798
1,106
1,548
3,239
5,391
28,815
1,106
1,548
3,239
10,443
38,810
1,106
1,548
2,172
32,919
7,251
1,312
1,548
431
27,372
597
-
1,312
2,322
449
27,480
617
-
-
-
-
-
Costos: de c o m b u s t i b le p a r a la io perac i ón d e l sistemei e l é c t r i c o (mi l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de va p o r
Combust ión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
343,468
40,480
46,831
39,241
40,406
35,634
49,811
39,048
25,941
26,076
21,461
114,318
207,689
3,091
4,945
32,444
3,091
4,945
38,795
3,091
4,945
31,204
3,091
4,945
32,370
3,091
4,945
27,598
3,091
9,549
37,170
2,074
30,029
6,945
412
24,958
572
429
25,057
591
115
1,479
23
1,021
24
1,026
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
F u e n te : CEPAL, s o b r e la
Nota: P re c io d el b a r r i l
Pre cio del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
1,192
12,880
172
1,496
172
1,750
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de bú n ker C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
172
1,446
172
1,493
172
1,302
172
1,869
CO STA R I C A :
P R O YEC C IO N PA R A E L
( H id r o c o n d ic ió n
Total
1992
1993
1994
1995
P ER IO O O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
3)
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GWh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C ombust ión i n t e r n a
T u r b i n a s d e gas
D é f i c i t d e l s is te m a
45,056
3,898
4,122
4,375
4,651
4,945
5,258
5,582
5,930
6,296
37,335
4,518
264
2,194
745
-
3 ,5 1 6
3,660
49
159
175
-
58
171
233
-
3,6 60
360
49
147
159
-
4,073
358
35
143
43
4,0 73
711
23
112
27
4,073
724
47
322
91
4,073
724
3
765
17
5,105
644
180
-
5,105
996
195
-
C o s to s t o t a l e s d e o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d o l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
152,270
20,889
25,981
20,198
11,125
9,147
21,193
26,245
8,159
9,333
11,545
9,6 57
12,217
64,912
53,940
1,087
1,132
2,701
5,253
16,896
1,259
766
1,617
4,370
3,114
1,259
1,520
1,044
3,401
1,923
1,259
1,548
2,183
9,5 79
6,624
1,259
1,548
138
22,100
1,199
1,579
1,377
2,267
4,886
12,649
1,132
770
2,267
4,4 96
11,535
1,579
2,129
1
5,625
-
-
-
-
-
5,204
-
-
C o s to s de c o m b u s t i b le p a r a la o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
C ombustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
122,635
18,758
23,577
17,332
8,531
5,953
17,184
21,428
4,743
11,660
59,315
51,661
2,164
4,480
12,114
2,578
4,8 17
16,182
2,163
4,122
11,047
1,543
4,0 06
2,983
996
3,115
1,842
2,083
8,756
6,344
132
20,148
1,148
4,743
-
5,128
-
190
205
-
5,128
-
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s d e b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
648
4,439
120
664
143
840
F u e n te :
CEPAL, s o b r e l a
Nota: P r e c io d e l b a r r i l
P re c io del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
ba se de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de búnker C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
120
607
86
280
55
198
116
604
7
852
H-3M
COSTA RICA:
PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(H id ro c o n d ic ió n 4)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de la s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GWh)
T o t a l de o f e r t a
45,0 56
3,898
4,1 22
4,375
4,651
4,945
5,258
5,5 82
5,930
6,296
41,836
2,341
64
663
152
“
3,807
3,988
13
61
19
19
78
36
4,051
228
16
57
23
4,549
90
2
6
5
4,602
314
3
12
14
4,6 07
539
9
63
39
4 ,6 0 7
688
3
267
17
5,764
125
41
“
5,862
356
78
-
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C ombustió n i n t e r n a
T u r b i n a s d e gas
D é f i c i t d e l s is te m a
'
C o s to s t o t a l e s d e o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l s is te m a
51,467
4,955
7,144
5,871
2,213
3,571
7,703
11,965
3,231
4,813
12,936
5,004
2,9 79
19,528
11,020
"
1,177
1,233
588
1,843
1,347
876
2,397
2,638
1,253
488
741
1,729
1,660
■
1,406
193
95
174
345
1,423
672
135
365
976
~
1,425
1,153
405
1,866
2,855
"
1,425
1,469
138
7,734
1,199
"
1,782
267
1,182
1,813
762
1
2,238
-
-
-
*
C o s t o s de c o m b u s t i b le p a r a la o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
31,236
3,5 40
5,560
3 ,8 8 2
580
1,398
4,825
8,332
1,077
2,843
17,839
10,554
561
1.689
1,290
837
2,197
2,526
708
1,584
1,590
91
160
330
129
334
935
386
1,705
2,734
132
7,052
1,148
1,077
-
7
328
43
-
2,041
_
2,041
■
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
158
1,136
31
119
46
189
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a
Nota: P r e c io d el b a r r i l
P re c io del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
base d e c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de b ú n k e r C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
39
127
5
20
7
51
21
178
-
-
82
EL
SALVADO R:
P R O YEC C IO N
PA R A E L PER IO O O
( V a lo r e s
Total
1992
1993
1994
1 9 9 2 -2 0 0 0
e sp e ra d o s)
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de la s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GUh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
30,255
2,542
2,7 27
2,927
3,143
3,292
3,528
3,771
4 ,039
4,286
15,694
7,5 06
2,992
1,129
535
2,399
119
1,653
330
317
1,657
433
337
1,661
470
370
1,664
472
389
214
65
338
1,666
876
358
178
57
157
1,667
1,147
348
175
54
138
-
1,667
1,155
382
202
64
300
6
1,892
1,269
336
179
56
307
21
2,166
1,355
154
181
57
373
87
-
58
184
5
-
-
59
241
-
66
360
-
-
-
C o s to s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o (mi l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l s is te m a
451,285
35,266
33,826
44,020
52,265
37,303
35,856
53,828
60,431
98,491
4,853
16,043
110,193
47,783
35,143
165,925
71,346
511
705
11,684
3,801
15,751
2,814
512
925
12,416
3,889
16,084
-
514
1,005
13,641
515
1,010
14,339
9,0 67
4,317
23,018
-
515
1,872
13,194
7,550
3,712
10,460
-
516
2,452
12,807
7,399
3,507
9,176
-
516
2,469
14,075
8,566
4,185
20,423
3,594
585
2,712
12,376
7,554
3,702
20,766
12,736
670
2,896
5,661
7,6 47
3 ,7 1 7
25,698
52,202
-
4,312
24,549
-
C o s to s de c o m b u s t i b l e p a r a la o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
341,634
29,855
30,789
40,451
48,264
33,158
31,228
44,933
42,227
40,729
103,878
45,400
33,776
158,581
11,014
3,654
15.187
11,705
3,7 38
15,347
12,859
13,517
8,615
4,149
21.983
12,438
7,173
3,568
9,979
12,073
7,030
3,371
8,755
13,268
8,139
4,023
19,504
11,667
7 ,177
3,5 58
19,825
5 ,3 3 7
7,266
3,572
24,554
848
1,079
498
1,270
-
4,145
23,447
Combusti b l e u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
7,032
8,602
612
754
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a
N ota: P re c io d e l b a r r i l
P re c io d el b a r r i l
P re c io del b a r r i l
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
d e b ú n k e r C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
650
763
714
1,104
990
1,218
890
685
866
626
963
1,104
EL
SALVADO R:
P R O Y EC C IO N PA R A E L P ER IO O O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
( H id r o c o n d ic ió n
Total
1992
1994
1993
1995
1)
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GUh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
Geoté rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustión in t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
29,971
2,510
2,727
2,9 27
3,143
3,292
3,528
3,755
3,968
4,122
12,295
7,758
3,433
1,482
766
4,236
403
1,318
345
405
1,318
448
405
1,318
483
405
88
354
37
88
468
88
634
1,317
483
405
250
88
600
1,318
897
405
249
86
337
1,318
1,172
405
246
82
304
1,318
1,172
405
249
86
524
23
1,438
1,310
402
243
83
491
92
1,633
1,448
195
244
79
522
251
C o sto s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
Geotérmi ca
P l a n t a s de va p o r
C i c l o combinado
C ombu st ión in t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
800,382
74,870
53,916
66,643
74,725
56,216
54,188
83,790
122,812
213,222
3,802
16,583
126,413
62,728
50,284
298,593
241,979
408
737
14,919
408
958
14,919
408
1,032
14,919
5,742
30,665
22,400
5,742
31,889
5,742
44,543
408
1,032
14,919
10,590
5,742
42,036
408
1,916
14,919
10,546
5,644
22,784
408
2,506
14,912
10,427
5,406
20,530
408
2,506
14,919
10,540
5,643
36,285
13,491
445
2,801
14,803
10,292
5,443
33,699
55,329
505
3,095
7,186
10,333
5,181
36,163
150,759
C o s to s d e c o m b u s t i b le p a r a la o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de va p o r
C i c l o combinado
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
512,724
49,162
50,038
62,185
69,842
51,259
48,759
64,182
61,161
56,136
119,169
59,599
48,329
285,627
14,064
14,064
14,064
5,5 19
29,580
5,519
30,456
5,519
42,603
14,064
10,062
5,519
40,198
14,064
10,020
5,425
21,751
14,057
9,907
5,195
19,599
14,064
10,014
5,423
34,681
13,955
9,7 79
5,232
32,195
6,774
9,818
4,980
34,565
1,047
1,693
649
1,778
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D ie se l
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a
Nota: P re c io del b a r r i l
Pre cio del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
8,2 76
14,550
781
1,404
781
1,439
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de b ú n k e r C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
781
1,925
1,061
2,030
1,060
1,287
1,056
1,190
1,059
1,804
U-3?
E L SALVAD O R:
PR O Y E C C IO N P A R A E L P E R IO D O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
( H i d r o c o n d i c i ó n 2)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GUh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de va p o r
C i c l o combinado
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
30,440
2,543
2,9 27
2,927
3,144
3,292
3,528
3,772
4,038
4,2 69
13,404
7,787
3,402
1,390
725
3,733
130
1,407
345
405
1,407
483
405
1,407
483
405
1,407
483
405
250
88
512
-
1,407
897
405
249
82
253
1,407
1,172
405
245
78
222
-
1,407
1,172
405
249
86
454
-
1,652
1,309
391
210
64
414
22
1,907
1,444
176
188
65
489
104
-
88
299
4
-
-
88
545
88
545
-
-
-
C o sto s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o (mi l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
577,632
49,794
47,356
59,378
67,598
49,977
48,038
64,884
71,767
118,841
4,145
16,569
125,296
58,807
47,548
247,379
77,888
435
737
14,919
435
958
14,919
435
1,032
14,919
435
1,032
14,919
10,590
5,742
34,881
-
435
1,916
14,919
10,524
5,3 87
16,796
-
435
2,506
14,904
10,365
5,086
14,742
-
435
2,506
14,919
10,516
5,615
30,894
-
511
2,7 97
14,405
8,8 67
4,213
28,024
12,951
590
3,086
6,474
7,946
4,280
33,823
62,642
-
5,742
25,667
2,295
-
-
5,742
25,302
-
5,742
37,250
-
C o s to s de c o m b u s t i b le p a r a la o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
C om bu stió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
456,147
44,333
43,722
55,164
62,959
45,261
42,849
58,957
52,812
50,091
118,115
55,874
45,699
236,459
14,064
5,519
24,751
14,064
5,519
24,140
14,064
14,064
10,062
5,5 19
33,315
14,064
9,9 99
5,178
16,021
14,050
9,848
4,888
14,063
14,064
9,992
5,397
29,505
13,579
8,425
4,0 49
26,758
6,103
7,549
4,113
32,325
988
1,401
549
1,609
-
5,519
35,582
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
8,114
12,404
781
1,211
781
1,186
F u e n te : CEPAL, so b r e l a base de c i f r a s o f i c i a l e s .
N o t a : P r e c i o d e l b a r r i l de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
P r e c i o d e l b a r r i l de bú nker C:
18 d ó l a r e s .
P r e c i o d e l b a r r i l de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
781
1,644
1,061
1,755
1,059
1,048
1,054
955
1,059
1,596
EL SALVADO R:
P R O Y EC C IO N P A R A E L PER IO O O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
(H id ro c o n d ic ió n 3)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GUh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G eo té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
O é f i c i t d e l sis te m a
30,297
2,5 47
2 ,727
2,9 27
3,144
3,292
3,528
3,773
4,049
4,310
16,423
7,651
2,947
1,031
450
1,795
78
1,752
345
287
1,743
448
321
47
168
-
1,743
483
380
56
266
1,743
483
404
209
56
250
1,743
896
358
147
47
102
-
1,743
1,172
338
144
44
87
-
1,743
1,172
395
186
54
224
4
1,966
1,295
318
164
51
256
11
2,250
1,357
146
180
51
326
63
-
46
117
-
-
-
C o s to s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o (mi l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combust ión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l s is te m a
373,621
25,584
27,557
37,118
45,757
31,645
30,269
46,322
49,354
80,016
5,075
16,354
108,529
43,609
29,544
123,708
46,804
539
737
10,583
539
958
11,838
3,0 59
11,163
-
539
1,032
14,008
3,637
17,903
-
539
1,032
14,891
8,855
3,637
16,803
-
539
1,916
13,170
6,220
3,060
6,740
-
539
2,506
12,435
6,104
2,892
5,793
-
539
2,506
14,529
7,873
3,559
15,079
2,237
608
2,767
11,694
6,950
3,335
17,166
6,834
696
2,900
5,382
7,607
3,373
22,326
37,732
-
2,990
10,734
-
C o s to s de c o m b u s t i b le p a r a la o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
Combustió n i n t e r n a
T u r b i n a s d e gas
290,320
23,197
24,748
33,789
41,985
27,694
25,828
38,992
37,215
36,873
102,309
41,434
28,395
118,182
9,977
11,159
13,205
14,038
8,413
3,496
16,039
12,415
5,910
2,941
6,4 28
11,722
5,800
2,780
5,526
13,696
7,480
3,421
14,395
11,023
6,603
3,2 06
16,383
5,074
7,228
3,242
21,329
796
916
483
1,127
-
2,874
10,346
-
-
2,941
10,648
3,496
17,088
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
6,835
6,692
554
529
F u e n te :
CEPAL, s o b r e l a
N ota: P r e c io d el b a r r i l
P re c io del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de bú nker C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
620
544
734
823
1,014
950
854
493
812
448
969
862
TL- 3 ^
El
SALVADO R:
P R O Y E C C IO N P A R A E L PER IO O O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
(H id ro c o n d ic ió n 4)
Total
1992
1994
1993
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GWh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e oté rm ic a
P l a n t a s de va p o r
C i c l o combinado
Combustión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
30,336
2 ,5 4 7
2,7 27
2,927
3,144
3,292
3,528
3,773
4,0 54
4,344
19,381
6,4 43
2,166
788
351
1,206
39
1,990
244
212
30
71
"
2,017
344
231
36
100
2,042
399
256
49
182
“
2,064
413
303
147
50
167
"
2,076
757
251
119
28
61
2,085
1,003
248
112
25
54
*
2,085
1,056
288
149
45
151
4
2,348
1,088
262
131
44
180
6
2,676
1,139
115
130
45
240
29
C o s to s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
261,583
H id rá u lic a
G eo té rm ic a
P l a n t a s de va p o r
C i c l o combinado
C ombust ión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
D é f i c i t d e l sis te m a
5,993
13,772
79,757
33,359
23,034
82,445
23,224
16,921
615
520
7,803
1,977
6,0 06
**
18,782
26,352
33,429
22,432
21,956
35,172
36,871
49,669
624
735
8,505
2,330
6,589
*
631
852
9,437
3,2 26
12,205
*
638
884
11,147
6,223
3,256
11,282
~
642
1,618
9,252
5,030
1,808
4,083
-
645
2,144
9,148
4,754
1,658
3.608
645
2,258
10,593
6,309
2,919
10,211
2,237
726
2,327
9,654
5,551
2,912
12,047
3,654
827
2,434
4,218
5,493
2,949
16,415
17,332
C o s to s de c o m b u s t i b le p a r a l a o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
207,771
15,043
16,540
23,647
30,319
19,132
18,175
28,535
28,671
27,709
75,186
31,695
22,138
78,752
7,3 56
1,900
5,788
8,0 18
2,2 39
6,284
8,896
3,101
11,650
10,509
5,912
3,1 29
10,769
8,722
4,7 79
1,738
3,894
8,623
4,517
1,593
3,442
9,986
5,994
2,806
9,749
9,101
5,274
2,7 99
11,498
3,976
5,219
2,834
15,679
652
677
366
845
P la n ta s de vapor
C i c l o combinado
Combust ión i n t e r n a
T u r b i n a s de gas
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s }
Búnker C
D ie se l
5,057
4,669
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a
Nota: P re c io del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
d e b ú n k e r C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
409
308
445
341
494
590
748
674
617
321
605
292
721
622
G U A T E M A LA :
PR O Y E C C IO N P A R A E L P ER IO O O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
(V a lo re s esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
fe
P r o d u c c i ó n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GUh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e o té rm ic a
P l a n t a s de va p o r
C i c l o combinado
T u r b i n a s de gas
29,557
2,646
2,809
2,971
3,131
3,289
3,446
3,604
3,755
3,907
21,031
1,679
5,415
1,085
346
2,083
2,089
34
296
290
100
2,092
139
418
264
57
2,094
140
767
129
1
2,154
140
839
151
6
2,344
139
909
2,568
133
852
2,7 99
470
479
2,808
485
598
55
52
7
16
258
252
54
C o s to s t o t a l e s d e o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o (mi l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
Geo té rm ic a
Plan ta s de vapor
C i c l o combinado
T u r b i n a s de gas
243,669
22,834
29,382
30,165
28,019
31,748
33,023
31,100
16,498
20,900
6,503
3,4 80
169,016
39,280
25,391
644
646
71
10,398
10,915
7,352
647
288
15,363
9,6 40
4,2 28
648
290
22,705
4,3 43
34
666
290
25,173
5,191
428
725
288
28,003
794
275
26,239
866
973
14,170
868
1,005
17,887
4,008
3,791
490
1,139
9,078
9,191
3,921
C o s to s de c o m b u s t i b l e p a r a l a o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
T u r b i n a s de gas
218,762
20,856
27,009
27,520
25,182
28,672
29,983
28,128
13,658
17,754
157,937
36,5 07
24,318
8,5 50
8,550
3,756
9,793
10,175
7,041
14,507
8,963
4,049
21,136
4,014
33
23,457
4,806
410
26,145
24,497
13,190
16,663
-
-
3,839
3,631
-
469
-
1,091
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s de b a r r i l e s )
Búnker C
D ie se l
9,788
1,703
713
321
827
485
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a base de c i f r a s o f i c i a l e s .
Nota: P r e c io d e l b a r r i l de c ru d o :
20 d ó l a r e s .
P r e c i o d e l b a r r i l d e b ú n ke r C :
18 d ó l a r e s .
P r e c io d e l b a r r i l de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
1,055
341
1,286
82
1,437
112
1,452
154
1,361
145
733
19
926
44
G U A T EM A LA :
P R O Y E C C IO N P A R A E L P E R IO D O 1 9 9 2 - 2 0 0 0
( H i d r o c o n d i c i ó n 1)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
P r o d u c c ió n de l a s c e n t r a l e s e l é c t r i c a s (GWh)
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G e oté rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
T u r b i n a s de gas
29,558
2,645
2,809
2,971
3,131
3,290
3,4 46
3,604
3,755
3,908
14,588
1,815
9,261
1,916
1,978
1,471
1,471
36
411
405
487
1,471
142
627
405
326
1,471
142
1,252
260
5
1,516
142
1,313
291
27
1,613
142
1,347
1,751
142
1,347
1,912
534
1,243
1,912
535
1,311
150
344
364
67
411
405
358
C o s to s t o t a l e s de o p e r a c i ó n d e l sis te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
H id rá u lic a
G eo té rm ic a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
T u r b i n a s de gas
535,206
57,297
66,780
64,123
49,941
55,602
69,563
71,092
45,961
54,847
4,511
3,759
303,114
79,043
144,780
455
455
74
14,521
16,091
35,639
455
295
23,398
16,091
23,885
455
295
39,720
9,131
341
469
295
42,215
10,623
2,000
499
295
43,618
541
295
43,618
591
1,106
39,368
591
1,106
42,136
11,015
25,152
26,639
4,896
14,521
16,091
26,229
C o s to s de c o m b u s t i b le p a r a l a o p e r a c i ó n d e l s is te m a e l é c t r i c o ( m i l e s de d ó l a r e s )
T o t a l de o f e r t a
P l a n t a s de v a p o r
C i c l o combinado
T u r b i n a s de gas
496,892
53,858
62,871
60,048
45,950
51,323
64,950
66,374
41,515
50,003
284,165
63,513
149,213
13,681
15,056
25,121
13,681
15,056
34,133
22,115
15,056
22,876
37,158
8,466
326
39,529
9,8 79
1,915
40,860
40,861
36,826
39,453
24,090
25,513
4,689
10,550
2,046
188
2,192
422
C o m b u s t ib le u t i l i z a d o ( m i l e s d e b a r r i l e s )
Búnker C
D iesel
17,551
7,2 39
F u e n te : CEPAL, s o b r e l a
Nota: P r e c io d el b a r r i l
P re c io del b a r r i l
P re c io del b a r r i l
1,178
1,306
1,178
1,666
base de c i f r a s o f i c i a l e s .
de c r u d o :
20 d ó l a r e s .
de b ú n ke r C:
18 d ó l a r e s .
de d i e s e l :
25 d ó l a r e s .
1,647
1,216
2,300
182
2,470
274
2,939
964
2,270
1,021
GUATEMALA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 2)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
29,557
2,645
2,809
2,971
3,131
3,290
3,446
3,604
3,755
3,907
18,845
1,814
7,172
1,389
337
1,898
1,898
36
394
361
1,898
142
569
309
54
1,898
142
900
191
1,953
142
981
2,090
142
1,162
2,270
142
1,140
2,470
534
751
2,470
534
901
52
51
376
318
54
121
210
4
2
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
310,356
29,700
37,412
37,338
33,810
37,794
41,057
40,341
23,891
29,014
5,827
3,759
225,284
50,792
24,695
587
587
74
13,882
13,997
8,873
587
295
21,030
11,498
3,928
587
295
26,606
6,323
604
295
29,583
7,059
253
646
295
36,323
702
295
35,593
764
1,106
764
1,106
26,994
3,792
3,752
13,253
11,915
3,946
2 2 ,0 2 1
151
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrica (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
281,502
27,365
34,648
34,336
30,600
34,340
37,579
36,853
20,485
25,295
210,445
47,239
23,818
12,485
13,076
13,073
8,498
19,867
10,707
3,762
24,764
5,836
27,577
6,521
242
33,947
33,260
20,485
24,983
3,632
3,593
1 1 ,1 0 2
3,779
312
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
13,004
1,898
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
1 ,0 0 2
373
1,090
601
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
1,401
365
1,538
117
1,713
140
1 ,8 8 6
145
1,848
144
1,138
1,388
12
GUATEMALA: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1994
1993
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
29,557
2,645
2,809
2,971
3,131
3,290
3,446
3,604
3,755
3,907
22,079
1,755
4,682
961
81
2,195
2,195
36
271
272
36
2,195
142
370
246
18
2,195
142
696
98
2,257
142
767
2,457
142
835
-
2,943
494
318
-
2,943
514
450
-
*
4
2,699
142
759
4
-
217
225
8
120
11
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
193,487
16,818
22,865
24,441
24,390
27,817
27,088
24,275
10,927
14,865
6,827
3,635
143,172
33,949
5,904
679
679
74
9,501
9,974
2,638
679
295
13,488
8,660
1,319
679
295
20,157
3,260
698
295
22,484
4,088
253
760
295
25,196
835
295
22,843
910
1 ,0 2 2
8,994
910
1,065
12,890
-
-
-
838
303
-
7,619
7,967
554
~
"
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
170,738
15,096
20,752
22,025
21,744
24,938
24,290
21,581
8,343
11,969
133,592
31,492
5,655
7,175
7,391
530
8,946
9,280
2,526
12,731
8,030
1,264
18,734
3,010
20,915
3,781
242
23,488
21,291
290
8,343
-
11,969
464
-
665
-
802
-
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
D iesel
8,297
856
604
169
755
287
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
930
211
1,124
60
1,267
85
1,305
32
1,183
12
■
JL - 4 U -
GUATEMALA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición A)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
29,580
2,645
2,809
2,971
3,131
3,289
3,446
3,627
3,755
3,907
25,476
1,115
2,368
535
2,425
96
2,487
3
2,502
126
459
43
-
2,572
128
525
61
4
2,876
119
440
86
2,469
25
138
154
23
3,168
80
353
27
3,459
241
55
-
3,518
276
114
-
12 1
121
189
157
18
11
Costos totales de operación del sistema eléctrico (mi les de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
105,443
8,468
12,789
14,655
15,849
18,872
15,059
11,785
3,108
4,858
7,877
2,311
71,983
18,701
4,571
750
763
53
4,835
5,466
1,672
769
251
6,809
5,506
1,319
774
261
13,350
1,464
•
795
265
15,424
2,135
253
889
247
13,086
980
165
10,385
255
1,070
500
1,539
-
1,088
571
3,200
"
-
3,356
4,130
233
-
838
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Turbinas de gas
88,848
7,204
11,227
12,792
13,765
16,571
12,988
9,907
1,427
2,967
67,138
17,332
4,378
3,159
3,821
224
4,553
5,073
1,602
6,424
5,105
1,264
12,411
1,354
*
14,349
1,980
242
12,186
9,663
1,427
2,967
-
-
-
802
244
-
*
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
4,211
522
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barrit
Precio del barril
Precio del barril
282
85
394
166
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
499
153
727
27
852
49
677
32
537
10
79
165
HONDURAS: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
23,452
2,230
2,339
2,371
2,449
2,535
2,642
2,793
2,959
3,133
18,427
4,367
658
53
1 ,8 6 8
363
2,050
290
2,052
319
2,059
360
30
2,065
414
55
2,072
560
2,080
663
51
2,087
752
27
8
10
1
2
2,094
647
392
5
10
12 0
Costos totales de operación del sistema eléctrico (mi les de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
280,927
33,475
18,298
20,934
19,551
24,908
27.283
34,681
43,317
58,480
5,698
201,822
41,812
31,595
578
16,885
634
12,873
635
14,135
637
16,768
1,927
641
26,004
639
643
30,816
3,222
645
35,033
7,639
16,012
4,791
6,165
22 0
639
19,310
3,511
1,448
647
29,998
24,875
2,959
Costos de combustible para la i
operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Combustión interna
Turbinas de gas
218,649
15,960
12,167
13,360
12,126
15,250
25,184
32,192
40,386
52,023
178,621
40,028
15,960
12,167
13,360
1 0 ,2 1 0
11,759
3,491
24,576
608
29,125
3,067
33,116
7,271
28,347
23,676
1,615
2,081
1,916
Combustible utilizado (miles de barriles)
Diesel
8,746
638
487
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
534
485
610
1,007
1,288
HONDURAS: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 1)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
23,327
2 ,2 0 2
2,307
2,334
2,446
2,526
2,642
2,793
2,959
3,119
17,553
4,889
885
149
1,781
421
56
1,972
335
27
1,972
362
32
1,972
418
57
4
1,972
474
80
1,972
638
32
-
1,972
737
85
-
1,972
818
170
-
1,972
12
686
462
19
Costos totales de operac ión del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
378,577
53,459
32,658
36,846
25,863
34,703
32,322
40,279
49,532
72,913
5,427
227,542
56,232
89,375
551
19,601
610
15,618
610
16,876
610
34,286
5,383
610
38,132
10,790
16,430
19,360
610
22,117
5,097
6,879
610
29,678
2,035
33,308
610
19,444
3,611
2,199
610
31,790
29,316
11,198
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Combustión interna
Turbinas de gas
263,339
18,527
14,762
15,952
21,816
25,760
29,986
37,530
46,316
57,943
209,817
53,522
18,527
9,510
15,952
18,379
3,437
20,908
4,852
28,049
1,937
32,406
5,124
36,046
10,270
30,040
27,903
1,853
2,318
Combustible utilizado (miles de barri les)
Diesel
10,534
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
741
380
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
638
873
1,030
1,199
1,501
ZL-M*
HONDURAS: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición
Total
1992
1993
1994
1995
2)
1996
1997
1998
1999
2 0 00
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Combustion interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
23,370
2,215
2,313
2,341
2,450
2,532
2,642
2,793
2,959
3,125
17,839
4,737
794
106
1,813
402
42
2,003
310
-
2,003
337
25
2,003
400
46
2,003
458
71
5
2,003
614
25
2,003
721
69
2,003
809
147
2,003
21
686
436
12
'
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
339,844
44,588
27,635
31,547
22,177
29,515
30,725
38,533
47,655
67,470
5,516
220,410
50,419
63,499
560
18,737
25,291
619
14,425
12,590
619
15,707
15,220
619
18,632
2,925
-
619
21,356
4,500
3,039
619
28,509
1,597
-
619
33,534
4,380
-
619
37,720
9,315
-
619
31,790
27,702
7,358
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Combustión interna
Turbinas de gas
251,282
17,710
13,634
14,847
20,396
24,471
28,463
203,473
47,809
17,710
8,783
14,847
17,611
2,784
20,188
4,283
26,944
1,520
35,683
31,695
3,989
44,522
56,407
35,656
8 ,8 6 6
30,040
26,367
1,781
2,256
Combustible utilizado (miles de barriles)
Diesel
10,051
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
708
351
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
594
816
979
1,139
1,427
ji-'to'
HONDURAS: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
1992
Total
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Combust ión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
23,457
2,240
2,334
2.365
2,450
2,537
2,642
2,793
2,959
3,136
18,604
4,265
588
18
1 ,8 8 6
2,067
267
-
2,070
295
-
2,077
352
2,091
550
2 ,1 0 1
2 ,1 1 0
2,118
640
378
1
*
2,084
408
46
•
355
17
21
654
39
1
745
104
“
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
252,311
27,078
13,061
15,124
18,344
22,555
26,251
33,507
41,985
54,407
5,753
198,369
37,438
10,751
583
16,504
9,991
639
12,422
640
13,724
642
16,396
1,305
-
644
19,002
2,909
*
647
25,539
650
30,391
2,467
*
652
34,737
6,596
-
655
29,656
24,096
'
-
-
760
66
*
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Combustión interna
Turbinas de gas
223,124
15,600
11,741
12,972
16,740
20,731
24,199
31,071
39,113
50,958
187,490
35,634
15,600
11,741
"
12,972
15,498
1,243
17,962
2,769
24,136
63
28,724
2,348
32,835
6,278
28,024
22,934
1,565
2,038
Combustible utilizado (miles de barriles)
Diesel
8,925
624
470
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
P r ec io del barril de diesel:
25 dólares.
519
670
829
968
1,243
ZL-H^î
HONDURAS: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición A)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
23,461
2,242
2,334
2,365
2,450
2,537
2,642
2,793
2,959
3,137
19,399
3,551
511
48
1,957
285
2 ,1 2 0
2,128
237
2,149
282
19
2,170
323
44
2,191
450
2 ,2 1 0
2,228
633
98
32
2,244
582
312
214
15
546
37
1
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
213,020
22,956
10,617
12,004
14,992
18,542
21,628
28,443
36,387
47,451
5,998
165,207
32,434
9,381
605
13,261
656
9,962
658
11,056
665
13,117
671
15,058
2,814
678
20,931
683
25,388
2,372
689
29,478
694
26,958
19,799
1 ,2 1 0
9,091
20
6 ,2 2 0
290
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Combustión interna
Turbinas de gas
187,019
12,535
9,416
10,450
13,551
16,912
19,801
26,252
33,782
44,320
156,148
30,871
12,535
9,416
10,450
12,399
1,152
14,234
2,678
19,782
19
23,995
2,257
27,862
5,920
25,475
18,845
1,351
1,773
Combustible utilizado (miles de barriles)
Diesel
7,481
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
501
377
418
542
676
792
1,050
<c
NICARAGUA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
199A
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2246
413
1344
473
2373
537
1341
478
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
16901
3840
6994
5792
77
199
1515
413
424
667
-
-
-
12
1547
413
478
638
18
1595
413
479
685
-
-
8
10
1650
413
480
728
11
22
19
62
2034
413
863
706
14
38
-
-
-
1808
413
481
829
2135
413
1105
588
-
10
6
6
20
10
11
-
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
227796
24153
1188
14947
194137
4377
13148
-
128
905
22359
761
-
23746
25211
27386
34389
28949
24028
19851
20083
128
128
1023
22921
456
683
-
128
1025
24390
598
1245
-
128
1029
27842
1279
4112
-
128
1844
23681
815
2482
-
128
2361
19701
548
1291
-
128
2872
15843
365
644
-
166
2866
16008
317
726
-
1021
21393
1204
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
198546
21678
21194
22564
24613
31164
25320
20214
15806
15993
181912
4181
12453
20952
725
20046
1149
21477
436
652
22854
572
1187
26092
22190
779
2352
18459
523
1231
14844
348
614
14998
303
693
1221
3851
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
10106
665
1164
29
1114
46
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
1193
43
1270
70
1450
203
1233
125
1026
70
825
38
833
40
NICARAGUA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 1)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
16901
1515
1547
1595
1650
1808
2034
2135
2246
2373
1987
7075
7165
167
508
-
214
428
830
214
483
801
50
-
214
483
841
23
34
-
214
483
871
26
57
-
214
483
933
39
139
-
214
869
838
27
214
1117
738
214
1364
634
14
86
45
-
277
1365
679
17
34
-
-
43
-
21
-
20
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
299537
615
15120
240705
9495
33602
-
31786
66
914
27949
-
2857
-
31336
32886
66
66
1032
26937
3302
-
1032
28240
1281
2267
-
35551
43891
37312
66
66
66
1032
29251
1465
3737
1032
31382
2242
9170
1857
28146
1548
5696
-
-
-
31403
66
2388
24766
1192
2990
-
26369
29004
66
2916
21257
797
1333
-
86
2918
22778
971
2251
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
264287
28922
28396
29850
32377
40299
33137
24936
21952
24419
224477
8755
31055
26197
25247
26465
1224
2162
27413
1399
3564
29412
2141
8745
26377
1478
5282
22102
19919
762
1271
21345
927
2147
-
2725
3149
823
2 0 11
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
12471
1592
1455
109
1403
126
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
1470
135
1523
199
1634
435
1465
270
1228
113
1107
81
1186
123
li -5 2 .
NICARAGUA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición
Total
1992
1993
1994
1995
2)
1996
1999
2000
2135
2246
2373
284
284
1340
595
371
1336
633
1997
1998
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
16901
1515
1547
1594
1650
1808
2034
2646
6964
6801
133
358
-
284
421
789
-
284
475
750
38
-
284
476
798
15
284
477
832
284
480
895
40
284
859
806
23
62
-
20
-
21
-
20
37
-
110
-
110 1
703
15
32
-
10
10
16
-
23
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
275400
818
14884
228449
7568
23682
•
28884
30154
28847
88
88
899
26562
1015
25242
88
-
-
1335
2502
'
"
1017
26785
880
1385
~
32596
40729
88
88
1019
27951
1119
2419
“
1025
30092
2257
7267
34371
28996
88
1836
27079
1293
4074
'
88
2353
23586
862
2108
"
24525
26298
88
115
2855
21217
572
1540
*
2865
19936
585
1052
“
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
243755
26169
26045
27262
29571
37135
30499
24936
20242
21896
214097
7229
22429
24896
23659
-
1273
2386
25101
841
1320
26195
1069
2307
28204
2156
6775
25378
1235
3885
2210 2
-
18680
559
1003
19881
546
1469
1038
62
1104
81
823
2 0 11
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
11894
1186
1383
51
1314
95
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
1395
86
1455
135
1567
357
1410
205
1228
113
NICARAGUA: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1994
1993
1995
1996
1998
1997
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
16901
1515
1547
1595
1650
1808
2034
2135
2246
2373
4290
7074
5422
36
78
*
462
428
623
462
483
599
462
483
646
-
462
1364
411
3
4
2
2
462
1117
541
5
597
1365
407
-
462
482
823
13
28
”
462
869
677
3
-
462
483
697
4
5
10
6
"
8
19
*
1
2
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
205066
22054
21445
23014
25013
31348
26345
21581
17375
16890
1326
15120
181382
2075
5163
-
143
914
20830
143
1032
20009
143
1032
21586
130
124
-
143
1032
23298
215
326
-
143
1032
27611
713
1851
"
143
1857
22645
446
1254
143
2388
18085
299
667
*
143
2915
13744
192
381
■
185
2918
13576
81
131
■
-
168
*
-
262
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
176840
19675
18995
20465
22343
28315
22839
17865
13422
12920
169938
1983
4920
19515
18745
-
-
160
249
20223
125
118
21828
205
310
25873
681
1761
21217
426
1196
16943
285
637
12876
183
363
12718
77
125
715
707
22
8
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
9441
276
1084
1041
1123
1213
6
10
10
21
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
1437
98
1179
65
941
37
MICARAGUA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición A)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
16901
1515
1547
1594
1650
1808
2034
2135
2246
2373
5564
6720
4430
58
130
-
597
413
499
-
597
464
474
-
597
468
519
5
5
-
597
471
563
597
479
671
16
46
-
597
845
552
13
27
-
597
1062
455
7
13
-
597
1267
371
5
785
1252
326
4
5
-
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
6
-
12
-
8
11
-
6
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
176393
18173
17853
19180
21170
27625
23018
18989
15970
14416
1720
14362
148418
3319
8574
“
185
882
16725
185
991
15893
185
10 0 0
-
-
382
786
185
1007
18854
432
692
“
185
1023
22504
891
3021
"
185
1805
18492
758
1778
■
185
2270
15235
425
874
"
185
2709
12409
286
381
243
2676
10919
242
337
17387
286
323
~
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
150412
16036
15641
16871
18738
24818
19747
15515
12264
10783
139068
3171
8173
15672
14891
-
-
364
749
16290
273
308
17666
412
660
21088
852
2878
17327
724
1696
14275
406
834
11627
273
363
10231
231
321
646
25
568
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
7726
454
871
15
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
827
30
905
23
981
43
1172
149
963
97
793
50
22
PANAMA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
33,965
3,041
3,246
3,407
3,574
3,745
3,935
4,130
4,335
4,552
24,511
7,642
406
1,406
2,188
472
380
4
2,346
584
316
2,559
678
69
2,560
741
103
171
2,561
785
116
283
5
2,792
922
89
131
*
2,794
1,305
16
15
3,107
1,207
3,604
948
-
10
10 2
*
1
12
-
8
*
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
385,777
44,480
42,867
34,568
42,936
54,712
45,301
46,277
42,310
32,325
Hidráulica
7,579
Plantas de vapor
268,009
Combustión interna
16,559
Turbinas de gas
87,553
Déficit del sistema
6,078
677
17,691
725
21,634
19,694
814
791
24,695
2,798
6,284
*
792
27,124
4,195
10,644
181
792
28,786
4,747
17,713
2,675
863
32,625
3,643
8,170
864
43,854
961
40,389
508
452
1,115
31,211
Total de oferta
-
23,705
2,408
668
891
-
■
Costos de combustibleí para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
350,094
39,235
39,127
31,860
39,614
48,426
41,863
42,372
38,553
29,045
251,321
15,524
83,250
16,694
22,541
20,401
18,726
23,264
2,623
5,973
25,559
3,933
27,130
4,450
16,846
30,680
3,415
7,769
40,899
627
846
37,649
476
428
29,045
2,092
36
1,614
*
1 0 ,1 2 2
-
■
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
13,962
3,951
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
927
902
1,133
749
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
1,292
344
1,420
562
1,507
852
1,704
447
2,272
59
PANAMA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 1)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
33,873
3,005
3,234
3,407
3,572
3,705
3,934
4,130
4,335
4,552
17,960
10,070
984
4,860
1,772
489
1,830
629
775
14
1,853
838
146
734
3
1,853
838
146
744
40
1,853
838
146
570
2.048
1.048
146
693
2,048
1,801
133
147
2,351
1,780
124
80
2,351
1,810
143
249
10 1
868
45
Costos totales de operación del siistema eléctrico (miles de dólares)
774,337
91,461
82,047
73,253
86,356
120,802
88,261
77,142
71,583
83,433
Hidráulica
5,553
Plantas de vapor
357,950
Combustión interna
40,161
309,894
Turbinas de gas
Déficit del sistema 60,779
548
18,345
566
23,369
48,487
24,081
49,972
8,140
573
30,904
5,956
35,820
573
30,904
5,956
47,111
1,812
573
30,904
5,956
56,623
26,746
633
37,541
5,956
44,131
633
62,168
5,430
8,911
727
61,255
5,079
4,523
727
62,560
5,830
14,316
Total de oferta
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
668,701
63,522
69,642
68,795
79,582
88,685
82,924
71,697
66,316
77,538
336,033
37,651
295,017
17,313
22,042
46,209
47,600
29,136
5.584
34,076
29,136
5,584
44,863
29,136
5,584
53,966
35,330
5,584
42,011
58,146
5,090
8,461
57,277
4,761
4,277
58,519
5,465
13,554
3,182
362
3,251
761
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
18,669
13,307
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
962
1,848
1,225
1,904
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
1,619
1,586
1,619
2,018
1,619
2,382
1,963
1,904
3,230
542
PANAMA: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 2)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
33,974
3,045
3,247
3,407
3,575
3,750
3,934
4,130
4,335
4,552
22,185
9,233
538
2,017
1,999
489
557
2,155
629
464
*
2,361
797
114
135
”
2,361
825
135
254
“
2,361
833
143
414
“
2,581
1,026
134
194
2,581
1,537
2,894
1,441
*
2,894
1,658
“
12
~
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
479,560
53,900
Hidráulica
6,860
Plantas de vapor
325,790
Combustión interna
21,969
Turbinas de gas
124,941
Déficit del sistema
“
618
18,345
34,937
52,866
42,750
52,179
62,828
54.671
53,332
49,496
57,540
666
730
29,183
4,649
8,187
*
730
30,335
5,513
15,600
•
730
30,661
5,824
25,613
798
36,619
5,481
11,774
”
798
52,032
502
-
895
48,601
*
895
56,645
*
23,369
28,831
”
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
444,987
50,546
49,453
39,633
48,585
58,710
50,772
49,038
45,342
52,908
305,625
20,596
118,766
17,313
33,233
22,042
27,411
27,500
4,359
7,774
28,595
5,169
14,821
28,903
5,460
24,347
34,454
5,138
11,180
48,568
470
-
45,342
-
52,908
-
2,519
“
2,939
“
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
16,979
5,574
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
962
1,329
1,225
1,096
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
1,528
485
1,589
800
1,606
1,192
1,914
653
2,698
19
PANAMA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)c
Total de oferta
Hidráulica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
33,974
3,045
3,247
3,407
3,575
3,750
3,934
4,130
4,335
4,552
24,937
7,859
346
833
2,259
475
311
2,421
596
231
2,670
664
51
2,670
739
99
22
66
2,670
788
114
177
“
2,903
922
82
27
2,903
1,226
-
3,219
1,115
-
3,219
1,333
-
'
'
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
347,538
37,341
36,885
28,281
35,894
45,128
38,404
41,838
38,014
45,755
Hidráulica
7,711
Plantas de vapor
275,079
Combustión interna
14,103
Turbinas de gas
50,645
“
Déficit del sistema
699
17,790
749
22,069
18,852
*
14,067
826
24,077
2,069
1,310
"
826
27,013
4,026
4,030
826
28,873
4,670
10,759
*
898
32,541
3,339
1,627
~
898
40,940
-
996
37,018
-
996
44,759
■
Total de oferta
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
319,201
34,689
34,173
25,858
33,053
41,805
35,269
38,149
34,467
41,738
257,884
13,222
48,095
16,788
17,901
20,812
13,361
22,675
1,939
1,244
25,452
3,775
3,827
27,211
4,378
10,216
30,594
3,130
1,545
38,149
*
34,467
-
41,738
-
1,915
-
2,319
-
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
14,327
2,453
933
716
1,156
534
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
1,260
127
1,414
304
1,512
584
1,700
187
2,119
“
PANAMA: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición A)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
33,975
3,045
3,247
3,407
3,575
3,750
3,935
4,130
4,335
4,552
28,031
5,692
95
158
2,543
425
2,756
442
2,985
421
3,281
849
3,594
741
3,604
948
-
1
1
77
50
2
-
-
-
-
3,002
659
59
29
3,271
662
-
2,994
545
34
-
-
-
-
-
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dolares)
218,757
21,259
20,024
16,100
22,055
29,075
24,035
28,740
25,141
32,325
Hidráulica
8,667
Plantas de vapor
196,631
Combustión interna
3,877
Turbinas de gas
9,582
Déficit del sistema
786
15,835
852
16,137
923
15,138
40
926
19,623
1,385
1 ,0 1 1
1,015
27,726
1 ,1 1 1
22,972
52
24,030
1,115
31,211
-
12 2
928
23,959
2,402
1,787
Total de oferta
-
-
4,638
3,036
-
-
Costos de combustible para la
Total de oferta
Plantas de vapor
Combustión interna
Turbinas de gas
aeración del sistema eléctrico (miles de dólares)
196,921
19,342
18,087
14,287
19,887
26,515
21,623
25,783
22,352
29,045
184,188
3,635
9,098
14,938
15,204
29,045
2,883
22,568
2,251
1,696
21,575
48
4,404
18,473
1,298
116
22,352
-
14,250
37
-
25,783
-
1,242
1,614
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
10,233
509
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
830
176
845
115
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
792
1
1,026
57
1,254
158
1,199
2
1,432
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Valores Esperados)
Total Oferta
Hidráulica
Geotermi ca
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
)tal Oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
1992
1993
15866
11596
753
1765
251
571
931
40
16765
12083
944
1911
290
494
1043
1992
1993
193265
3584
1610
63167
9191
25293
66327
24092
190343
3736
2016
68456
10915
21635
70915
12670
1992
Total Oferta
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Bunker C
Diesel
PRODUCCION DE LAS CENTRALES ELECTRICAS (GUh)
1994
1997
1995
1996
1998
17624
12314
1429
220 2
264
589
825
16
21
18595
12698
1411
2668
343
673
803
4
19612
12775
2153
2847
329
728
779
9
20834
13206
2845
2934
175
198016
3926
3007
90513
13410
29976
54600
2583
207644
3950
4593
96671
12741
32690
51851
5148
20 2
665
1576
540
8
6
10 10
COSTOS TOTALES DE OPERACION DEL SIS
1994
1995
1997
1996
188496
3808
3045
78998
9640
26095
57141
9769
22015
13438
3111
3148
210302
4083
6072
99401
7399
42693
45765
4889
1999
20 00
TOTAL
23263
15200
3677
2499
178
1254
455
26
23365
15559
4113
2644
196
177940
118870
20437
22617
2229
6901
6887
223
6
847
92
ELECTRICO (MILES DOLARES)
20 00
1999
TOTAL
1998
224902
4155
6641
104825
8566
60069
37051
3594
201945
4678
7827
83210
7554
52642
33298
12736
269108
4811
8759
87471
8749
48045
56112
55162
1884020
36731
43570
772713
88164
339137
473061
130643
COSTOS DE COMBUSTIBLE PARA LA OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1994
1993
1997
20 00
TOTAL
1995
1996
1998
1999
155307
59459
8550
23838
63461
160971
64441
10175
18636
67720
162547
74376
8963
24593
54615
1992
1993
1994
3541
3663
3863
3658
4381
3348
Fuente: CEPAL
Precio del barril del crudo
Precio del barril del Bunker C
Precio del barril de diesel
US$ 2 0 .0
US$ 18.0
US$ 25.0
166097
77762
7177
49384
31774
188573
81676
7266
45016
54614
1576154
724668
81906
316724
452855
COMBUSTIBLE UTILIZADO (MILES DE BARRILES)
1995
1996
1997
1999
1998
20 00
TOTAL
4739
4131
42535
32421
177964
84933
12628
28260
52143
5069
3469
182990
90717
11979
30831
49463
5373
3451
184128
93268
7030
40116
43713
5377
3494
197577
98036
8138
56050
35352
5672
3819
4519
3390
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondicion 4)
Total Oferta
Hidraulica
Geotermi ca
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
Total Oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
1992
1993
15892
13320
656
1245
16787
13948
833
1304
154
328
121
375
175
15
1992
1993
92733
4118
1402
44306
4130
17081
12605
9091
87210
4313
1778
46246
5466
14688
14720
1992
Total Oferta
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Bunker C
Diesel
221
0
0
PRODUCCION DE LAS CENTRALES ELECTRICAS (GWh)
1997
1998
1994
1995
1996
20842
15627
2506
1911
0
0
0
18600
14855
1
110 1
112
553
132
22017
15948
2886
1947
149
865
222
4
20 0 0
TOTAL
23278
17990
2722
1428
131
724
283
38
24610
18689
3023
1503
130
708
557
29
179285
139686
16620
14719
1324
4718
2219
87
COSTOS TOTALES DE OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1997
1998
1999
20 00
TOTAL
1994
1995
1996
94161
4419
2590
49512
5506
16337
15508
290
109708
4593
2345
63069
7687
18363
13650
120117
4644
3578
71274
7165
20523
12933
113399
4832
5349
64102
4754
25264
9099
0
0
0
135094
4931
6163
64077
6309
36466
14911
2237
120707
5563
5802
47632
5551
33858
18648
3654
153533
5779
6442
49549
5493
32387
36551
17332
1026662
43192
35449
499767
52059
214965
148625
32605
COSTOS DE COMBUSTIBLE PARA LA OPERACIONI DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1993
1994
1995
1997
1998
1999
20 00
1996
TOTAL
73699
41685
3821
16123
12069
76469
43502
5073
13852
14043
81929
46567
5105
15445
14811
1992
1993
1994
2422
1204
2558
1217
2729
1312
Fuente: CEPAL
Precio del
Precio del
Precio del
1872
190
378
204
19621
15019
1678
2109
180
437
198
17639
14289
1215
1401
157
349
227
1999
barril del crudo
: US$ 20.0
barril del Bunker C : US$ 18.0
barril de diesel
: US$ 25.0
96840
59149
7266
17399
13027
99574
44507
5274
32012
17781
116865
46219
5219
30581
34845
862210
468423
49027
202930
141829
COMBUSTIBLE UTILIZADOI (MILES DE BARRILES)
1995
1997
1996
1998
1999
20 00
TOTAL
2713
2721
27385
14771
3488
1362
105350
66856
6759
19408
12326
3902
1405
97160
60098
4517
23852
8693
3464
1392
114325
59840
5994
34259
14232
3491
2060
2619
2097
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondicion 3)
Total Oferta
Hidraulica
Geotermi ca
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
Total Oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
1993
15890
12069
772
1651
225
559
612
17
16787
12547
967
1845
272
484
672
17639
12799
1468
2109
246
550
467
18600
13219
1466
2571
307
653
385
19621
13288
2232
2758
267
693
383
20842
13729
2908
2819
144
1006
237
0
1
0
0
0
1992
1993
149764
3729
1651
59090
7967
24381
42957
9991
147793
3880
2064
66117
9974
20734
45026
1992
Total Oferta
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Bunker C
Diesel
PRODUCCION DE LAS CENTRALES ELECTRICAS (GUh)
1994
1995
1996
1997
1998
1992
0
20 00
TOTAL
23273
15805
3797
2162
164
980
366
24575
16234
4232
2336
180
887
706
63
179243
123669
20998
21173
1991
7291
4120
96
11
COSTOS TOTALES DE OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1994
1995
1997
1998
1999
2000
TOTAL
1996
148177
3958
3129
75424
8660
24055
32190
760
160523
4087
3124
86975
12114
28644
25579
167639
4109
4763
93181
10308
30845
24434
169550
4245
6206
94999
6104
41795
16202
0
0
0
193768
4323
6736
96535
7873
56349
19715
2237
165813
4887
8082
71450
6950
43467
24142
6834
221267
5020
9012
76608
7607
38735
46553
37732
1524293
38236
44766
720378
77558
309004
276797
57555
COSTOS DE COMBUSTIBLE PARA LA OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1993
1994
1995
1997
1998
1996
1999
20 0 0
TOTAL
127015
55619
7391
22954
41052
133985
62241
9280
19498
42967
132442
70997
8030
22653
30761
1992
1993
1994
3295
2708
3716
2684
4167
2297
Fuente: CEPAL
Precio del
Precio del
Precio del
22017
13980
3156
2923
186
1479
293
4
1999
barril del crudo
: US$ 20.0
barril del Bunker C : US$ 18.0
barril de diesel
: US$ 25.0
144398
81594
11423
26979
24401
137303
66709
6603
40967
23024
159586
71498
7228
36471
44389
1302859
675384
72925
290404
264146
COMBUSTIBLE UTILIZADO (MILES DE BARRILES)
1995
1996
1997
1998
1999
2 0 00
TOTAL
4173
3379
39547
23640
4850
2284
149436
87410
9691
29076
23259
5125
2287
149608
89104
5800
39229
15476
5111
2304
169086
90212
7480
52577
18817
5220
3005
3890
2692
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondicion 2)
Total Oferta
Hidraulica
Geotérmica
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
Total Oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
1992
1993
15860
10586
765
2129
318
665
1398
46
16766
11065
959
2247
361
573
1562
1.992
1993
250356
3273
1636
76318
11915
29870
99760
27585
244276
3421
2046
80650
13997
25558
106013
12590
1992
Total Oferta
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Bunker C
Diesel
206604
71849
21
PRODUCCION DE LAS CENTRALES ELECTRICAS (GUh)
1996
1994
1995
1997
1998
17615
11270
1463
2639
309
729
1204
25
0
19616
11586
2243
3183
459
897
1249
5
20842
11943
2898
3468
245
1198
1090
0
22015
12123
3140
3831
249
1967
706
5
2000
TOTAL
23262
13546
3907
3187
24522
13887
4400
3378
188
1711
959
117
179098
107536
21237
27092
2779
10386
10067
241
2 10
1829
584
22
COSTOS TOTALES DE OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
20 00
TOTAL
1994
1996
1999
1995
1997
1998
244177
3485
3117
95155
11498
32370
83331
15220
252668
3565
3120
103049
16913
36398
89624
0
260941
3582
4784
108494
17582
40215
83244
3039
264006
3693
6185
118164
10365
50811
74788
0
274246
3749
6701
128301
10516
73432
48384
3164
248593
4188
8315
105394
8867
69890
38988
12951
331341
4294
9369
111779
7946
64121
63833
70000
2370604
33250
45273
927303
109599
422664
687965
144550
COSTOS DE COMBUSTIBLE PARA LA OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1993
1994
20 00
TOTAL
1995
1996
1998
1999
1997
28174
95480
209481
75933
13073
19246
101229
210482
89623
10707
30509
79642
1992
1993
1994
4300
5168
4582
5080
5276
4620
1110 2
18600
11530
1464
3032
441
817
1316
1999
Fuente: CEPAL
Precio del barril del crudo
: US$ 2 0 .0
Precio del barril del Bunker C : US$ 18.0
Precio del barril de diesel
: US$ 25.0
232516
96709
15897
34313
85597
209344
98498
8425
65222
37199
232675
104305
7549
59757
61064
2021297
869743
103113
391315
657126
COMBUSTIBLE UTILIZADO (MILES DE BARRILES)
1995
1996
1999
1997
1998
20 00
TOTAL
6004
4984
51183
44000
5814
5114
235708
101840
16520
37926
79422
6117
5024
239972
110921
9848
47755
71449
6436
4965
244515
120067
9992
68414
46042
6948
4778
5706
4265
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondicion 1)
Total Oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
Total Oferta
Hidráulica
Geotermi ca
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Deficit Sistema
1992
1993
15726
9169
772
2205
405
683
2493
181
16628
9514
967
2315
405
598
2830
159
1992
1993
418836
2835
1651
78972
16091
30734
180183
108370
422963
2942
2064
82984
16091
26751
196905
95227
1992
Total Oferta
Plantas a Vapor
Ciclo Combinado
Combustion Interna
Turbinas de Gas
Bunker C
Diesel
PRODUCCION DE LAS CENTRALES ELECTRICAS (GUh)
1997
1998
1994
1995
1996
17548
9537
1470
2781
405
793
2563
92
18556
9776
1470
3436
510
852
2512
43
19548
9821
2246
3559
540
920
2461
73
20761
10113
2908
3707
246
1244
2542
82
21998
10251
3156
4361
249
2148
1833
23
1999
20 0 0
TOTAL
23192
12128
3932
4067
243
1985
837
92
24370
11673
4435
4065
395
2095
1707
270
178326
91981
21356
30496
3398
11319
19777
1014
COSTOS TOTALES DE OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO (MILES DOLARES)
1994
1997
20 0 0
TOTAL
1995
1996
1998
1999
392395
2949
3132
100700
16091
35246
178872
55406
381316
3023
3132
118033
19720
37998
173577
25832
405713
3037
4791
122658
21169
41350
168830
43879
425158
3127
6206
127454
10427
53029
176028
48886
391922
3170
6736
148709
10540
80670
128607
13491
387841
3529
8370
139922
10292
83571
86827
55329
526091
3609
9441
137898
21348
77890
113948
161957
3752236
28221
45522
1057331
141770
467240
1403776
608376
COSTOS DE COMBUSTIBLE PARA LA OPERACION DEL SISTEMA ELECTRICO i
(MILES DOLARES)
1994
1993
1995
1996
1997
20 00
TOTAL
1998
1999
290934
74346
15056
28991
172541
301380
78125
15056
19973
188225
314167
94871
15056
33223
171017
1992
1993
1994
4549
8362
4759
8629
5689
847-1
Fuente: CEPAL
Precio del barril del crudo
Precio del barril del Bunker C
Precio del barril de diesel
USS 2 0 .0
US$ 18.0
US$ 25.0
331102
110862
18527
35825
165888
301736
131069
9779
77934
82955
330817
129182
9818
72545
119272
2900689
992773
123112
432539
1352265
COMBUSTIBLE UTILIZADO (MILES DE BARRILES)
1995
1996
1997
1998
1999
20 00
TOTAL
7450
7869
58574
73854
6674
8439
335427
115231
19899
39002
161295
6954
8410
347566
119716
9907
49856
168087
6926
8916
347560
139370
10014
75191
122985
8021
8127
7553
6631
*
ANALISIS DE BENEFICIOS POR POSTERGACION DE INVERSIONES
ALTERNATIVA 1
BENEFICIOS TOTALES (MILLONES USíB)
AÑO
1997
1998
1999
2000
PROYECTO
COSTO TOTAL
BENEF. PARC.
BENEF. TOTAL
25.54
31.97
2.54
3.20
5.74
POSTERGACION 1997
CR: CENTRAL 2
HO: T. DE GAS NO. 2
PA: VAPOR CENTRAL 2
DIESEL LENTA
NI: MONTEGALAN 2
122.63
21.98
51.24
83.01
80.25
5.74
12.26
2.20
5.12
8.30
8.03
41.65
POSTERGACION 1998
PA: T. DE GAS 30 MW
NI: MONTEGALAN 3
26.20
80.25
41.65
2.62
8.03
52.30
HO: DIESEL LENTA
PA: VAPOR CENTR. 1
POSTERGACION 1999
TOTAL BENEFICIOS 1997-2000
52.30
151.99
t=J
c
- £-r
ANALISIS DE BENEFICIOS POR POSTERGACION DE INVERSIONES
ALTERNATIVA 2
BENEFICIOS TOTALES (MILLONES US$)
AÑO
1997
1998
1999
2000
PROYECTO
HO: DIESEL LENTA
PA: VAPOR CENTR. 1
NI: MONTEGALAN 1
POSTERGACION 1997
CR: CENTRAL 2
HO: T. DE GAS NO. 2
PA: VAPOR CENTRAL 2
DIESEL LENTA
NI: MONTEGALAN 2
POSTERGACION 1998
PA: T. DE GAS 30 MW
NI: MONTEGALAN 3
POSTERGACION 1999
TOTAL BENEFICIOS 1997-2000
COSTO TOTAL
BENEF. PARC.
BENEF. TOTAL
25.54
31.97
80.25
2.54
3.92
8.03
14.49
122.63
21.98
51.24
83.01
80.25
14.49
12.26
2.20
5.12
8.30
8.03
50.40
26.20
80.25
50.40
2.62
8.03
61.05
61.05
186.99
£
C - fe fe
ANALISIS DE BENEFICIOS POR POSTERGACION DE INVERSIONES
ALTERNATIVA 3
BENEFICIOS TOTALES (MILLONES US$)
AÑO
1997
1998
1999
2000
PROYECTO
HO: DIESEL LENTA
PA: VAPOR CENTR. 1
NI: MONTEGALAN 1
POSTERGACION 1997
CR: CENTRAL 2
HO: T. DE GAS NO. 2
PA: VAPOR CENTRAL 2
DIESEL LENTA
NI: MONTEGALAN 2
POSTERGACION 1998
PA: T. DE GAS 30 MW
NI: MONTEGALAN 3
GU: EL PALMAR
POSTERGACION 1999
TOTAL BENEFICIOS 1997-2000
COSTO TOTAL
BENEF. PARC.
BENEF. TOTAL
25.54
31.97
80.25
2.54
. 3.92
8.03
5.74
122.63
21.98
51.24
83.01
80.25
14.49
12.26
2.20
5.12
8.30
8.03
50.40
26.20
80.25
110.87
50.40
2.62
8.03
11.09
72.14
61.05
189.33
t=i
C-C4
Alternativa básica
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2 0 00
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
119,323
21,523
27,072
2,663
5,792
2,961
-
11,698
374
1,872
357
838
767
-
12,194
1,156
1,852
331
692
561
-
12,408
1,559
2,606
246
563
258
-
12,786
1,568
3,199
265
567
214
12,845
13,303
3,002
3,390
323
600
223
-
13,515
3,256
3,918
305
14,967
3,953
3,459
225
482
199
-
15,606
4,442
3,484
265
534
306
-
-
2 ,2 1 2
3,292
346
628
298
-
8 88
135
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
1,657,631
181,118
158,697
154,913
169,595
186,901
195,592
222,448
187,584
200,782
33,704
45,980
995,355
121,411
266,034
195,148
-
3,014
799
68,712
15,823
39,658
53,111
-
3,142
2,468
67,802
14,638
33,037
37,610
3,197
3,329
94,095
10,878
26,154
17,260
3,295
3,349
110,570
12,353
26,033
13,996
3,310
4,724
114,144
16,043
29,113
19,568
4,113
6,414
127,989
14,945
27,596
14,536
4,179
6,957
149,147
13,904
39,601
8,659
4,628
8,446
130,935
10,439
21,269
11,867
4,826
9,492
131,962
12,389
23,573
18,541
-
-
-
-
-
-
-
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
1,491,143
168,189
145,057
140,185
153,600
168,725
174,517
199,720
164,896
176,253
937,719
115,790
251,550
186,084
64,760
15,069
37,596
50,763
63,892
13,940
31,332
35,892
88,596
10,359
24,760
16,470
103,819
11,794
24,647
13,341
107,196
15,311
27,561
18,656
120,335
14,263
26,066
13,853
140,878
13,260
37,337
8,246
123,634
9,964
20,040
11,259
124,609
11,829
7,145
1,451
7,251
1,829
2 2 ,2 1 2
17,603
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
55,312
19,821
4,016
3,836
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
3,937
2,968
5,210
1,856
6,095
1,755
6,381
2,155
7,081
1,882
8,195
2,088
II -Ê*
Alternativa básica
ISTHO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición
Total
1992
1993
1994
1995
1)
1996
1997
1998
1999
20 00
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
91,097
21,792
31,200
4,721
13,317
17,208
-
9,176
381
1,952
392
1,094
2,912
-
9,514
1,184
9,537
1,580
2,933
392
1,307
1,891
-
9,777
1,580
3,632
250
1,700
1,661
-
9,821
2,218
3,632
643
1,307
10,113
3,018
3,841
663
1,482
1,722
-
10,233
3,266
4,400
663
2,303
1,152
-
11,253
4,032
4,400
663
1,513
1,424
-
11,673
4,532
4,400
663
1,449
1,921
2 ,0 1 0
392
1,161
2,525
-
2 ,0 0 0
-
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
3,218,492
356,844
323,888
319,538
334.687
359,591
369,794
389,885
366,776
397,490
Hidráulica
25,703
Geotérmica
46,553
Plantas de vapor
1,158,336
Ciclo combinado
222,322
618,794
Combustión interna
1,146,784
Turbinas de gas
Déficit del sistema
2,364
815
71,755
17,372
52,093
212,445
2,451
2,527
73,861
17,372
55,767
171,910
2,457
3,375
106,833
17,372
61,722
127,780
2,519
3,375
127,063
13,172
79,094
109,465
2,531
4,738
127,063
30,543
61,722
132,994
3,127
6,448
145,585
31,623
69,824
113,187
3,164
6,979
168,726
31,623
105,423
73,970
3,480
8,615
168,726
31,623
67,990
86,343
3,609
9,683
168,726
31,623
65,158
118,690
Total de oferta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
2,984,396
337,102
303,235
297,655
311,442
333,934
341,660
359,656
335,778
363,935
1,092,489
212,359
585,442
1,094,107
67,636
16,544
49,391
203,532
69,618
16,544
52,893
164,179
100,642
16,544
58,477
121,993
119,398
12.644
75,021
104,380
119,398
29,187
58,477
126,872
137,478
30,224
66,043
107,915
159,440
30,224
99,548
70,444
159,440
30,224
64,132
81,982
159,440
30,224
61,461
112,810
9,697
6,449
9,697
7,575
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
66,593
71,429
4,217
10,448
4,327
9,014
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
6,051
7,550
6,984
7,429
7,444
7,998
8,477
7,563
9,697
7,404
ZI >*30
Alternativa básica
ISTMO CENTROAMERICANO:
PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición
Total
1992
1993
1994
1995
2)
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,018
23,285
24,638
107,425
21,792
31,076
4,207
10,609
4,225
-
10,599
381
1,952
392
1,094
1,488
-
11,083
1,184
11,288
1,580
2.933
392
1,171
275
-
11,548
1,580
3,632
553
1,094
192
11,604
2,218
3.632
580
11,950
3,018
3,841
568
1,260
203
-
12,166
3,266
4,382
467
1,657
80
-
13,323
4,032
4,352
411
943
225
-
13,864
4,532
4,342
453
1,016
431
2 ,0 1 0
392
1,154
964
-
-
1 ,2 2 0
368
-
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
2,186,297
245,238
215,992
203,218
222,076
242,678
253,502
279,032
252,921
271,639
Hidráulica
30,324
Geotérmica
46,553
1,152,887
Plantas de vapor
193,527
Ciclo combinado
488,720
Combustión interna
Turbinas de gas
274,286
Déficit del sistema
2,731
815
71,755
17,372
52,093
100,472
2,856
2,527
73,861
17,372
55,298
64,079
2,976
3,375
127,063
25,831
50,635
12,198
2,990
4,738
127,063
27,226
57,081
23,582
3,695
6,448
145,585
26,624
58,283
1 2 ,8 6 8
3,762
6,979
167,910
21,303
74,030
5,049
4,120
8,615
166,607
19,123
41.526
12,931
4,287
9,683
166,212
21,306
44,971
25,180
-
-
2,909
3,375
106,833
17,372
54,804
17,927
-
-
-
-
-
-
-
Total de oferta
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
1,995,404
229,487
199,734
186,176
203,605
221,914
230,218
253,588
227,043
243,639
1,087,301
184,647
462,104
261,352
67,636
16,544
49,391
95,917
69,618
16,544
52,444
61,128
100,642
16,544
51,907
17,084
119,398
24,664
47,933
11,610
119,398
26,003
54,058
22,456
137,478
25,425
55,067
12,247
158,661
20,318
69,804
4,805
157,423
18,257
39,121
12,242
157,048
20,350
42,378
23,862
9,253
2,420
9,290
3,057
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
65,535
32,631
4,217
6,143
4,327
4,874
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
6,051
3,090
7,318
2,875
7,356
3,581
8,344
3,201
9,379
3,391
E -iv
Alternativa básica
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,018
23,285
24,638
123,812
21,792
27,721
2,141
3,501
366
-
12,115
381
1,947
386
872
206
-
12,623
1,184
1,948
351
547
135
-
12,872
1,580
2,703
13,285
1,580
3,294
198
241
-
13,347
2,218
3,412
260
372
13,795
3,018
3,537
14,011
3,266
4,037
232
472
-
15,550
4,032
3,402
16,214
4,532
3,443
170
265
13
211
274
-
12
-
222
269
-
112
189
-
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
1,376,114
147,022
127,310
125,697
139,881
155,548
166,388
195,443
154,489
164,337
Hidráulica
34,973
Geotérmi ca
46,553
Plantas de vapor
1,016,608
Ciclo combinado
95,491
Combustión interna
158,782
Turbinas de gas
23,707
Oéficit del sistema
3,122
815
71,514
17,074
41,090
13,408
-
3,253
2,527
71,256
15,535
25,941
8,798
3,317
3,375
97,350
9,349
12,307
-
3,423
3,375
113,473
8,927
10,683
-
3,439
4,738
118,138
11,715
16,771
746
4,265
6,448
133,838
9,921
11,915
-
4,332
6,979
153,382
10,280
20,470
-
4,808
8,615
127,949
4,990
8,128
-
5,014
9,683
129,708
7,701
11,477
754
Total de oferta
-
-
-
-
-
-
-
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
1,220,734
135,390
114,927
112,182
125,120
138,674
146,057
173,920
133,167
141,297
957,102
90,971
150,075
22,585
67,406
16,260
38,947
12,777
67,146
14,794
24,602
8,385
91,646
8,903
11,633
-
106,520
8,509
10,091
-
110.937
11,166
15,860
710
125,375
9,452
11,230
-
144,863
9,791
19,267
-
120,769
4,753
7,645
-
122,441
7,343
10,800
713
6.841
401
7,006
607
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
55,699
8,726
4,196
2,394
4,141
1,615
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
5,339
643
6,154
574
6,473
886
7,228
638
8,320
966
C - ll
Alternativa básica
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición A)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2 0 00
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
143,002
13,821
334
1,440
182
127
5
-
14,404
14,644
1,439
1,518
19
15,192
1,500
1,871
17
20
16,043
2,912
1,846
25
14
-
16,298
3,200
2,428
42
50
-
18,239
3,507
1,535
4
-
19,106
3,934
1,578
7
20
15,256
2,174
2,099
48
44
-
2 0 ,0 0 0
15,482
459
386
5
-
1 ,0 0 1
1,167
119
96
-
-
-
12
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
674,334
70,754
57,702
62,038
71,116
83,322
80,291
106,535
69,545
73,032
40,439
42,729
553,303
20,343
17,222
299
3,561
713
52,269
8,041
5,871
299
3,712
2,137
42,149
5,270
4,435
-
3,773
3,074
53,523
823
845
-
3,915
3,203
62,411
766
821
-
3,931
4,644
70,688
2,161
1,898
-
4,961
5,040
6,837
90,710
1,838
5,640
7,494
56,239
5,908
8,406
57.883
330
506
-
-
-
-
-
-
-
6 ,2 2 1
67,433
1,108
569
-
2 ,1 1 0
-
-
-
6
168
-
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
556,569
62,743
48,912
51,897
59,965
70,106
65,124
89,319
53,163
55,340
520,628
19,374
16,282
284
49,230
7,658
5,571
284
39,686
5,019
4,207
"
50,319
784
795
*
58,464
730
772
*
66,257
2,059
1,790
*
63,536
1,055
533
*
85,585
1,751
1,984
*
53,000
5
157
“
54,552
314
474
*
2,945
3,039
25
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
29,462
1,050
2,948
387
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
2,344
269
2,817
47
3,268
45
3,738
113
3,559
42
4,803
114
6
Alternativa 1
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
119,323
20,333
25,829
3,187
5,498
5,165
11,698
374
1,872
357
838
767
12,194
1,156
1,852
331
692
561
12,408
1,559
2,606
246
563
258
12,786
1,568
3,199
265
567
214
12,845
13,303
3,002
3,257
352
570
356
13,515
3,011
3,425
470
814
782
14,967
3,481
3,161
399
418
859
15,606
3,970
3,165
421
406
1,070
2 ,2 1 2
3,292
346
628
298
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
1,764,424
181,118
158,697
154,913
169,595
186,901
198,724
251,397
223,486
239,594
33,704
43,435
942,869
147,253
256,780
340,384
3,014
799
68,712
15,823
39,658
53,111
3,142
2,468
67,802
14,638
33,037
37,610
3,197
3,329
94,095
10,878
26,154
17,260
3,295
3,349
110,570
12,353
26,033
13,996
3,310
4,724
114,144
16,043
29,113
19,568
4,113
6,414
122,046
16,402
26,415
23,334
4,179
6,433
128,782
22,270
37,939
51,794
4,628
7,436
118,282
18,850
19,488
54,802
4,826
8,482
118,437
19,996
18,944
68,909
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
1,596,504
168,189
145,057
140,185
153,600
168,725
178,035
228,095
2 0 0 ,2 1 1
214,407
888,356
140,527
243,047
324,574
64,760
15,069
37,596
50,763
63.892
13,940
31,332
35.892
88,596
10,359
24,760
16.470
103,819
11,794
24,647
13,341
107,196
15,311
27,561
18,656
115,172
15,659
24,960
22,245
121,553
21,279
35,861
49,402
111,611
18,007
18,421
52,172
111,758
19,108
17,909
65,633
7,344
3,836
6,701
3,184
6,740
3,724
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
53,257
25,515
4,016
3,836
3,937
2,968
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
5,210
1,856
6,095
1,755
6,381
2,155
6,833
2 ,2 0 1
3L-T4
Alternativa 1
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición
Total
1992
1993
1994
1995
1
)
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
91,097
20,551
28,686
4,721
10,298
23,982
9,176
381
1,952
392
1,094
2,912
9,514
1,184
9,537
1,580
2,933
392
1,307
1,891
9,777
1,580
3,632
250
1,700
1,661
9,821
2,218
3,632
643
1,307
10,113
3,018
3,632
663
1,191
2,224
10,233
3,018
3,632
663
1,191
3,281
11,253
3,535
3,632
663
697
3,505
11,673
4,035
3,632
663
651
3,984
2 ,0 1 0
392
1,161
2,525
2 ,0 0 0
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
3,452,187
356,844
323,888
319,538
334,687
359,591
382,103
455,780
443,436
476,320
25,703
43,900
1,054,202
222,322
486,798
1,619,262
2,364
815
71,755
17,372
52,093
212,445
2,451
2,527
73,861
17,372
55,767
171,910
2,457
3,375
106,833
17,372
61,722
127,780
2,519
3,375
127,063
13,172
79,094
109,465
2,531
4,738
127,063
30,543
61,722
132,994
3,127
6,448
136,907
31,623
56,183
147,815
3,164
6,448
136,907
31,623
56,183
221,456
3,480
7,553
136,907
31,623
33,088
230,785
3,609
8,622
136,907
31,623
30,946
264,612
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
3,213,013
337,102
303,235
297,655
311,442
333,934
353,620
424,024
410,833
441,168
993,660
212,359
461,147
1,545.847
67,636
16,544
49,391
203,532
69,618
16,544
52,893
164,179
100,642
16,544
58,477
121,993
119,398
12,644
75,021
104,380
119,398
29,187
58,477
126,872
129,242
30,224
53,146
141,008
129,242
30,224
53,146
211,412
129,242
30,224
31,311
220,055
129,242
30,224
29,286
252,416
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
61,102
84,527
4,217
10,448
4,327
9,014
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
6,051
7,550
6,984
7,429
7,444
7,998
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8,371
11,187
10,659
11,873
tt-T-S
Alternativa 1
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 2)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,018
23,285
24,638
107,425
20,551
28,686
4,863
9,312
8,498
-
10,599
381
1,952
392
1,094
1,488
-
11,083
1,184
11,288
1,580
2,933
392
1,171
275
-
11,548
1,580
3,632
553
1,094
192
-
11,604
2,218
3,632
580
11,950
3,018
3,632
620
1,119
502
-
12,166
3,018
3,632
653
1,177
1,372
-
13,323
3,535
3,632
641
669
1,485
-
13,864
4,035
3,632
640
615
1,852
-
2 ,0 1 0
392
1,154
964
-
1 ,2 2 0
368
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
2.346,525
245,238
215,992
203,218
222,076
242,678
260,958
323,843
304,420
328,103
30,324
43,900
1,054,202
226,535
437,901
553,664
-
2,731
815
71,755
17,372
52,093
100,472
-
2,856
2,527
73,861
17,372
55,298
64,079
2,909
3,375
106,833
17,372
54.804
17,927
-
2,976
3,375
127,063
25,831
50,635
12,198
-
2,990
4,738
127,063
27,226
57,081
23,582
-
3,695
6,448
136,907
29,389
52,328
32,192
-
3,762
6,448
136,907
31,083
55,404
90,240
-
4,120
7,553
136,907
30,477
31,389
93,973
-
4,287
8,622
136,907
30,415
28,871
119,002
-
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares )
Total de oferta
2,152,174
229,487
199,734
186,176
203,605
221,914
237,452
297,388
277,477
298,941
993,660
216,271
414,592
527,651
67,636
16,544
49,391
95,917
69,618
16,544
52,444
61,128
100,642
16,544
51,907
17,084
119,398
24,664
47,933
11,610
119,398
26,003
54,058
22,456
129,242
28,080
49,474
30,656
129,242
29,706
52,400
86,040
129,242
29,124
29,683
89,428
129,242
29,064
27,303
113,332
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
C o m b u s t i b l e u t i l i z a d o (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
61,211
42,015
4,217
6,143
4,327
4,874
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
6,051
3,090
7,318
2,875
7,356
3,581
7,960
3,767
8,005
6,132
7,989
5,347
7,987
6,207
D ~K?
Alternativa 1
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Oéficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,018
23,285
24,638
123,812
20,551
26,808
2,793
4,094
1,276
12,115
381
1,947
386
872
206
12,623
1,184
1,948
351
547
135
12,872
1,580
2,703
274
13,285
1,580
3,294
198
241
13.347
2.218
3,412
260
372
14,011
3,018
3,579
442
748
0
0
12
13,795
3,018
3,422
251
338
16
15,550
3,535
3,255
325
345
274
16,214
4,035
3,249
370
358
413
211
220
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
1,452,008
147,022
127,310
125,697
139,881
155,548
166,439
214,851
181,289
193,971
34,973
43,900
977.187
127,453
188,877
79,617
3,122
815
71,514
17,074
41,090
13,408
3.253
2,527
71,256
15,535
25,941
8,798
3,317
3,375
97,350
9,349
12,307
3,423
3,375
113,473
8,927
10,683
3,439
4,738
118,138
11,715
16,771
746
4,265
6,448
128,197
11,310
15,209
1,009
4,332
6,448
134,603
20,861
34,493
14,114
4,808
7,553
121,458
15,164
15,868
16,437
5,014
8,622
121,197
17,520
16,514
25,105
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
Costos de combustible para la operaci ón del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
1,296,534
135,390
114,927
112,182
125,120
138,674
147,062
193,005
159,651
170,524
920,609
121,558
178,656
75,712
67,406
16,260
38,947
12,777
67,146
14,794
24,602
8,385
91,646
8,903
11,633
106,520
8,509
10,091
0
0
110,937
11,166
15,860
710
120,975
10,781
14,347
960
127,050
19,927
32,586
13,441
114,588
14,478
14,987
15,597
114,341
16,740
15,602
23,842
7,612
2,240
6,768
1,513
6,817
1,913
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Combustible utilizado (mi les de barri les)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
54,522
12,606
4,196
2,394
base de cifras
del crudo: 20
del búnker C:
de diesel: 25
4,141
1,615
oficiales.
dólares.
18 dólares.
dólares.
5,339
643
6,154
574
6,473
886
7,020
828
n-v\
Alternativa 1
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondicion A)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotéran ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,336
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,640
143,002
19,101
15,900
13,821
334
1,440
182
127
5
14,404
14,644
1,439
1,518
19
15,192
1,500
1,871
17
16,298
2,972
2,431
131
182
3
19,106
3,601
1,795
68
66
20
16,043
2,912
1,832
36
18
18,239
3,170
1,748
20
15,256
2,174
2,099
48
44
59
2
56
17
686
620
27
1 ,0 0 1
1,167
119
96
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
710,470
70,754
57,702
62,038
71,116
83,322
80,364
116,219
82,618
86,338
40,439
40,802
568,697
31,067
27,911
1,554
3,561
713
52,269
8,041
5,871
299
3,712
2,137
42,149
5,270
4,435
3,773
3,074
53,523
823
845
3,915
3,203
62,411
766
821
3,931
4,644
70.688
2,161
1,898
4,961
5,040
6,349
90,421
6,043
8,155
5,640
6,773
64,235
3,242
2,653
76
5,908
7,688
66,138
3,136
2,500
968
6 ,2 2 1
66,864
1,584
734
2 12
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (mi les de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
592,615
62,743
48,912
51,897
59,965
70,106
65,195
98,959
66,219
68,620
535,139
29,629
26,375
1,473
49,230
7,658
5,571
284
39,686
5,019
4,207
50,319
784
795
58,464
730
772
66,257
2,059
1,790
62,998
1,509
689
85,290
5,777
7,691
0
0
0
0
0
201
60,546
3,099
2,503
72
62,350
2,996
2,358
916
3,542
58
4,899
431
3,450
165
3,547
191
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
30,553
1,706
2,948
387
2,344
269
2,817
47
3,268
45
3,738
113
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
r
-13
Alternativa 2
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GWh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
119,323
19,370
26,056
3,292
5,639
5,654
11,698
374
1,872
357
838
767
12,194
1,156
1,852
331
692
561
12,408
1,559
2,606
246
563
258
12,786
1,568
3,199
265
567
214
12,845
13,303
2,759
3,326
376
638
438
13,515
2,766
3,455
512
851
920
14,967
3,243
3,227
417
444
986
15,606
3,732
3,227
442
417
2 ,2 1 2
3,292
346
628
298
1 ,2 1 2
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
1,815,500
181,118
158,697
154,913
169,595
186,901
210,680
265,121
235,996
252,479
33,704
41.377
951,851
152,311
263,604
372,653
3,014
799
68,712
15,823
39,658
53,111
3,142
2,468
67,802
14,638
33,037
37,610
3,197
3,329
94,095
10,878
26,154
17,260
3,295
3,349
110,570
12,353
26,033
13,996
3,310
4,724
114,144
16,043
29,113
19,568
4,113
5,895
124,767
17,568
29,584
28,753
4,179
5,908
129,966
24,170
39,862
61,036
4,628
6,929
120,908
19,782
20,645
63,103
4,826
7,975
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
1 2 0 ,8 8 8
21,057
19,519
78,215
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (mi les de dólares)
Total de oferta
1,647,077
168,189
145,057
140,185
153,600
168,725
189,890
241,678
212,595
227,158
896,859
145,364
249,510
355,343
64,760
15,069
37,596
50,763
63.892
13,940
31,332
35.892
88,596
10,359
24,760
16,470
103,819
11,794
24,647
13,341
107,196
15,311
27,561
18,656
117,747
16,775
27,955
27,413
122,674
23,089
37,693
58,221
114,097
18,902
19,512
60,083
114,077
20,123
18,454
74,503
7,457
4,298
6,864
3,562
6,897
4,121
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
53,863
27,101
4,016
3,836
3,937
2,968
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
5,210
1,856
6,095
1,755
6,381
2,155
7,007
2,550
n-'V)
Alternativa 2
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición
Total
1992
1993
1994
1)
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
91,097
19,558
28,686
4,721
10,298
24,975
9,176
381
1,952
392
1,094
2,912
9,514
1,184
9,537
1,580
2,933
392
1,307
1,891
9,777
1,580
3,632
250
1,700
1,661
9,821
2,218
3,632
643
1,307
10,113
2,770
3,632
663
1,191
2,472
10,233
2,770
3,632
663
1,191
3,529
11,253
3,287
3,632
663
697
3,753
11,673
3,787
3,632
663
651
4,232
2 ,0 1 0
392
1,161
2,525
2 ,0 0 0
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
3,519,413
356,844
323,888
319,538
334,687
359,591
398,759
472,505
460,161
493,439
25,703
41,778
1,054,202
222,322
486,798
1,688,610
2,364
815
71,755
17,372
52,093
212,445
2,451
2,527
73,861
17,372
55,767
171,910
2,457
3,375
106,833
17,372
61,722
127,780
2,519
3,375
127,063
13,172
79,094
109,465
2,531
4,738
127,063
30,543
61,722
132,994
3,127
5,917
136,907
31,623
56,183
165,002
3,164
5,917
136,907
31,623
56,183
238,711
3,480
7,023
136,907
31,623
33,088
248,041
3,609
8,091
136,907
31,623
30,946
282,262
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Planta de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
3,279,322
337,102
303,235
297,655
311,442
333,934
370,047
440,520
427,328
458,058
993,660
212,359
461,147
1,612,155
67,636
16,544
49,391
203,532
69,618
16,544
52,893
164,179
100,642
16,544
58,477
121,993
119,398
12,644
75,021
104,380
119,398
29,187
58,477
126,872
129,242
30,224
53,146
157,435
129,242
30,224
53,146
227,908
129,242
30,224
31,311
236,551
129,242
30,224
29,286
269,306
Combustible ut ilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
61,102
87,179
4,217
10,448
4,327
9,014
Fuente: CEPAL, sobre Va base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
6,051
7,550
6,984
7,429
7,444
7,998
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
9,028
11,847
11,319
12,548
n -s;o
Alternativa 2
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 2)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
107,425
19,558
28,686
4,927
9,373
9,367
10,599
381
1,952
392
1,094
1,488
11,083
1,184
11,288
1,580
2,933
392
1,171
275
11,548
1,580
3,632
553
1,094
192
11,604
2,218
3,632
580
11,950
2,770
3,632
640
1,160
689
12,166
2,770
3,632
663
1,188
1,599
13,323
3,287
3,632
662
669
1,712
13,864
3,787
3,632
653
623
2,079
2 ,0 1 0
392
1,154
964
1 ,2 2 0
368
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
2,408,525
245,238
215,992
203,218
222,076
242,678
275,767
339,964
319,856
343,736
30,324
41,777
1,054,202
229,880
441,094
611,248
2,731
815
71,755
17,372
52,093
100,472
2,856
2,527
73,861
17,372
55,298
64,079
2,909
3,375
106,833
17,372
54,804
17,927
2,976
3,375
127,063
25,831
50,635
12,198
2,990
4,738
127,063
27,226
57,081
23,582
3,695
5,917
136,907
30,415
54,511
44,323
3,762
5,917
136,907
31,623
56,037
105,718
4,120
7,023
136,907
31,586
31,389
108,831
4,287
8,091
136,907
31,085
29,247
134,119
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
2,213,348
229,487
199,734
186,176
203,605
221,914
252,072
313,295
292,705
314,361
993,660
219,482
417,631
582,576
67,636
16,544
49,391
95,917
69,618
16,544
52,444
61,128
100,642
16,544
51,907
17,084
119,398
24,664
47,933
11,610
119,398
26,003
54,058
22.456
129,242
29,064
51,551
42,214
129,242
30,224
53,006
100,823
129,242
30,189
29,683
103,590
129,242
29,707
27,658
127,754
8 ,0 2 0
8,019
5,935
8,005
6,811
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
61,300
44,398
4,217
6,143
4,327
4,874
6,051
3,090
7,318
2,875
7,356
3,581
7,987
4,332
6,758
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
C
-X n
TL
-^1
Alternativa 2
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA El PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,018
23,285
24,638
123,812
19,558
27,086
2.956
4.319
1,603
12,115
381
1,947
386
872
206
12,623
1,184
1,948
351
547
135
12,872
1,580
2,703
13,285
1,580
3,294
198
241
13,347
2,218
3,412
260
372
13,795
2,770
3,504
288
447
37
14,011
2,770
3,602
508
799
328
15,550
3,287
3,345
349
396
359
16,214
3,787
3,332
406
372
527
211
274
12
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
1,500,398
147,022
127,310
125,697
139,881
155,548
177,286
228,052
193,179
206,422
34,973
41,777
988,346
135,257
199,664
100,381
3,122
815
71,514
17,074
41,090
13,408
3,253
2,527
71,256
15,535
25,941
8,798
3,317
3,375
97,350
9,349
12,307
3.423
3,375
113,473
8,927
10,683
3,439
4,738
118,138
11,715
16,771
746
4,265
5,917
131,517
13,087
20,154
2,345
4,332
5,917
135,577
23,856
37,306
21,064
4,808
7,023
125,027
16,427
18,133
21,761
5,014
8,091
124,494
19,287
17,277
32,259
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (mi les de dólares)
Total de oferta
1,344,540
135,390
114,927
112,182
125,120
138,674
157,847
206,087
171,446
182,868
931,182
129,018
188,868
95,473
67,406
16,260
38,947
12,777
67,146
14,794
24,602
8,385
91,646
8,903
11,633
106,520
8,509
10,091
110,937
11,166
15,860
710
124,121
12,480
19,014
2,232
127,975
22,783
35,268
20,061
117,969
15,691
17,124
20,662
117,461
18,431
16,330
30,646
7,743
2,669
6,990
1,825
7,038
2,248
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
55,316
13,954
4,196
2,394
4,141
1,615
5,339
643
6,154
574
6,473
886
7,242
1,099
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
C-ff/
O'-S3
Alternativa 2
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA El PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 4)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15.907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
143,002
18,306
16,490
734
712
90
13,821
334
1,440
182
127
5
14,404
14,644
1,439
1,518
19
15,192
1,500
1,871
17
20
20
15,256
2,174
2,099
48
44
16,043
2,700
2,018
39
40
16,298
2,741
2,553
171
232
18,239
2,994
1,892
71
63
25
19,106
3,423
1,932
67
71
39
1 ,0 0 1
1,167
119
96
21
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
741,526
70,754
57,702
62,038
71,116
83,322
88,129
125,693
89,508
93,265
40,439
39,108
591,385
33,205
32,129
5,259
3,561
713
52,269
8,041
5,871
299
3,712
2,137
42,149
5,270
4.435
3,773
3,074
53,523
823
845
3,915
3,203
62,411
766
821
3,931
4,644
70,688
2,161
1,898
4,961
5,768
73,938
1,723
1,740
5,040
5,857
95,069
7,825
10,545
1,358
5,640
6,398
69,849
3,397
2,818
1,407
5,908
7,314
71,490
3,200
3,157
2,197
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (mi les de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
623,581
62,743
48,912
51,897
59,965
70,106
72,957
108,389
73,089
75,523
556,583
31,657
30,358
4,984
49,230
7,658
5,571
284
39,686
5,019
4,207
50,319
784
795
58,464
730
772
66,257
2,059
1,790
69,678
1,641
1,638
89,681
7,464
9,952
1,292
65,855
3,246
2,658
1,330
67.414
3,058
2,975
2,077
5,190
599
3,749
224
3,830
263
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
i Precio del barril
Precio del barril
31,801
2,047
2,948
387
2,344
269
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
2,817
47
3,268
45
3,738
113
3,917
98
I L -S3
Alternativa 3
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Valores esperados)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22.017
23,285
24,638
119,089
19,388
26,131
3,323
5,657
5,747
11,698
374
1,872
357
838
767
12,194
1,156
1,852
331
692
561
12,408
1,559
2,606
246
563
258
12,786
1,568
3,199
265
567
214
12,845
13,303
2,759
3,326
376
638
438
13,515
2,766
3,455
512
851
920
14,733
3,261
3,302
448
462
1,080
15,606
3,732
3,227
442
417
2 ,2 1 2
3,292
346
628
298
1 ,2 1 2
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
1,826,998
181,118
158,697
154,913
169,595
186,901
210,680
265,121
247,494
252,479
33,631
41,415
954,832
153,828
264,571
378,720
3,014
799
68,712
15,823
39,658
53,111
3,142
2,468
67,802
14,638
33,037
37,610
3,197
3,329
94,095
10,878
26,154
17,260
3,295
3,349
110,570
12,353
26,033
13,996
3,310
4,724
114,144
16,043
29,113
19,568
4,113
5,895
124,767
17,568
29,584
28,753
4,179
5,908
129,966
24,170
39,862
61,036
4,555
6,967
123,889
21,299
21,612
69,171
4,826
7,975
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
1 2 0 ,8 8 8
21,057
19,519
78,215
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total del oferta
1,658,056
168,189
145,057
140,185
153,600
168,725
189,890
241,678
223,575
227.158
899,683
146,816
250,432
361,126
64,760
15,069
37,596
50,763
63.892
13,940
31,332
35.892
88,596
10,359
24,760
16,470
103,819
11,794
24,647
13,341
107,196
15,311
27,561
18,656
117,747
16,775
27,955
27,413
122.674
23,089
37,693
58,221
116,921
20,354
20,434
65,866
114,077
20,123
18,454
74,503
7,457
4,298
7,061
3,859
6,897
4,121
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
54,061
27,399
4,016
3,836
3,937
2,968
5,210
1,856
6,095
1,755
6,381
2,155
7,007
2,550
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
C-8
3
ir -8 *
Alternativa 3
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA El PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 1)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,332
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,283
24,638
90,959
19,558
28,686
4,721
10,298
25,111
-
9,176
381
1,952
392
1,094
2,912
-
9,514
1,184
9,537
1,580
2,933
392
1,307
1,891
-
9,777
1,580
3,632
250
1,700
1,661
-
9,821
2,218
3,632
643
1,307
10,113
2,770
3,632
663
1,191
2,472
-
10,233
2,770
3,632
663
1,191
3,529
-
11,116
3,287
3,632
663
697
3,889
-
11,673
3,787
3,632
663
651
4,232
2 ,0 1 0
392
1,161
2,525
-
2 ,0 0 0
-
-
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
3,528,981
356,844
323,888
319,538
334,687
359,591
398.759
472,505
469,729
493,439
25,661
41,778
1,054,202
222,322
486,798
1,698,221
-
2,364
815
71,755
17,372
52,093
212,445
-
2,451
2,527
73,861
17,372
55,767
171,910
-
2,457
3,375
106,833
17,372
61,722
127,780
2,519
3,375
127,063
13,172
79,094
109,465
2,531
4,738
127,063
30,543
61,722
132,994
3,127
5,917
136,907
31,623
56,183
165,002
3,164
5,917
136,907
31,623
56,183
238,711
3,437
7,023
136,907
31,623
33,088
257,652
3,609
8,091
136,907
31,623
30,946
282,262
-
-
-
-
-
-
-
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
3,288,511
337,102
303,235
297,655
311,442
333,934
370,047
440,520
436,518
458,058
993,660
212,359
461,147
1,621,345
67,636
16,544
49,391
203,532
69,618
16,544
52,893
164,179
100,642
16,544
58,477
121,993
119,398
12,644
75,021
104,380
119,398
29,187
58,477
126,872
129,242
30,224
53,146
157,435
129,242
30,224
53,146
227,908
129,242
30,224
31,311
245,740
129,242
30,224
29,286
269,306
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
61,102
87,547
4,217
10,448
4,327
9,014
6,051
7,550
6,984
7,429
7,444
7,998
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
9,028
11,847
11,687
12,548
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
£ - 8 1-/
a:-su
Alternativa 3
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIODO 1992-2000
(Hidrocondición 2)
Total
1992
1993
199A
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de Las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
107,245
19,558
28,686
4,927
9,391
9,527
10,599
381
1,952
392
1,094
1,488
11,083
1,184
11,288
1,580
2,933
392
1,171
275
11,548
1,580
3,632
553
1,094
192
11,604
2,218
3,632
580
11,950
2,770
3,632
640
1,160
689
12,166
2,770
3,632
663
1,188
1,599
13,143
3,287
3,632
663
687
1,873
13,864
3,787
3,632
653
623
2,079
2 ,0 1 0
392
1,154
964
1 ,2 2 0
368
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
2,420,210
245,238
215,992
203,218
222,076
242,678
275.767
339,964
331,540
343,736
30,269
41,777
1,054,202
229,917
442,221
621,825
2,731
815
71,755
17,372
52,093
100,472
2,856
2,527
73,861
17,372
55,298
64,079
2,909
3,375
106,833
17,372
54,804
17,927
2,976
3,375
127,063
25,831
50,635
12,198
2,990
4,738
127,063
27,226
57,081
23,582
3,695
5,917
136,907
30,415
54,511
44,323
3,762
5,917
136,907
31,623
56,037
105,718
4,064
7,023
136,907
31,623
32,515
119,408
4,287
8,091
136,907
31,085
29,247
134,119
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
2,224,547
229,487
199,734
186,176
203,605
221,914
252,072
313,295
303,903
314,361
993.660
219,517
418,710
592.660
67,636
16,544
49,391
95,917
69,618
16,544
52,444
61,128
100,642
16,544
51,907
17,084
119,398
24,664
47,933
11,610
119,398
26,003
54,058
22,456
129,242
29,064
51,551
42,214
129,242
30,224
53,006
100,823
129,242
30,224
30,762
113,675
129,242
29,707
27,658
127,754
8 ,0 2 0
8 ,0 2 0
6,758
6,382
8,005
6,811
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Combustible utilizado (miles de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
61,301
44,845
4,217
6,143
4,327
4,874
6,051
3,090
7.318
2,875
7,356
3,581
7,987
4,332
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
C-S>or
Alternativa 3
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 3)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20 00
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,335
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,018
23,285
24,638
123,570
19,558
27,185
3,011
4,338
1,673
12,115
381
1,947
386
872
206
12,623
1,184
1,948
351
547
135
12,872
1,580
2,703
13,285
1,580
3,294
198
241
13,347
2,218
3,412
260
372
13,795
2,770
3,504
288
447
37
14,011
2,770
3,602
508
799
328
15,308
3,287
3,443
404
415
428
16,214
3,787
3,332
406
372
527
2 11
274
12
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
1,512,559
147,022
127,310
125,697
139,881
155,548
177,286
228,052
205,340
206,422
34,898
41,777
992,368
137,996
200,735
104,784
3,122
815
71,514
17,074
41,090
13,408
3,253
2,527
71,256
15,535
25,941
8,798
3,317
3,375
97,350
9,349
12,307
3,423
3,375
113,473
8,927
10,683
3,439
4,738
118,138
11,715
16,771
746
4,265
5,917
131,517
13,087
20,154
2,345
4,332
5,917
135,577
23,856
37,306
21,064
4,733
7,023
129,049
19,167
19,204
26,164
5,014
8,091
124,494
19,287
17,277
32,259
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
1,356,191
135,390
114,927
112,182
125,120
138,674
157,847
206,087
183,097
182,868
934,995
131,641
189,892
99,664
67,406
16,260
38,947
12,777
67,146
14,794
24,602
8,385
91,646
8,903
11,633
106,520
8,509
10,091
110,937
11,166
15,860
710
124,121
12,480
19,014
2,232
127,975
22,783
35,268
20,061
121,782
18,314
18.147
24,853
117,461
18,431
16,330
30,646
7,743
2.669
7,274
2,086
7,038
2,248
Combustible utilizado (miles de barri les)
Búnker C
Diesel
55,601
14,215
4,196
2,394
4,141
1,615
Fuente: CEPAL, sobre la base de cifras oficiales.
Nota: Precio del barril de crudo: 20 dólares.
Precio del barril de búnker C: 18 dólares.
Precio del barril de diesel: 25 dólares.
5,339
643
6,154
574
6,473
886
7,242
1,099
IX
Alternativa 3
ISTMO CENTROAMERICANO: PROYECCION PARA EL PERIOOO 1992-2000
(Hidrocondición 4)
Total
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Producción de las centrales eléctricas (GUh)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmi ca
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
179,334
15,907
16,787
17,640
18,599
19,621
20,840
22,017
23,285
24,638
142,641
18,426
16,658
754
735
13.821
334
1,440
182
127
5
14,404
14,644
1,439
1,518
19
15,192
1,500
1,871
17
20
20
15,256
2,174
2,099
48
44
16,043
2,700
2,018
39
40
16,298
2,741
2,553
171
232
17,877
3,114
2,060
92
85
56
19,106
3,423
1,932
67
71
39
121
1 ,0 0 1
1,167
119
96
21
Costos totales de operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Hidráulica
Geotérmica
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
Déficit del sistema
751,789
70,754
57,702
62,038
71,116
83,322
88,129
125,693
99,772
93,265
40,327
39,364
597,852
34,126
33,124
6,997
3,561
713
52,269
8,041
5,871
299
3,712
2,137
42,149
5,270
4,435
3,773
3,074
53,523
823
845
3,915
3,203
62,411
766
821
3,931
4,644
70,688
2,161
1,898
4,961
5,768
73,938
1,723
1,740
5,040
5,857
95,069
7,825
10,545
1,358
5,528
6,654
76,316
4,317
3,812
3,144
5,908
7,314
71,490
3,200
3,157
2,197
Costos de combustible para la operación del sistema eléctrico (miles de dólares)
Total de oferta
Plantas de vapor
Ciclo combinado
Combustión interna
Turbinas de gas
633,152
62,743
48,912
51,897
59,965
70,106
72,957
108,389
82,660
75,523
562,695
32,534
31,295
6,628
49,230
7,658
5,571
284
39,686
5,019
4,207
50,319
784
795
58,464
730
772
66,257
2,059
1,790
69,678
1,641
1,638
89,681
7,464
9,952
1,292
71,967
4,123
3,595
2,974
67,414
3,058
2,975
2,077
5,190
599
4,113
345
3,830
263
Combustible utilizado (miles; de barriles)
Búnker C
Diesel
Fuente: CEPAL, sobre la
Nota: Precio del barril
Precio del barril
Precio del barril
32,165
2,168
2,948
387
2,344
269
base de cifras oficiales.
de crudo: 20 dólares.
de búnker C: 18 dólares.
de diesel: 25 dólares.
2,817
47
3,268
45
3,738
113
3,917
98
CUADROS
C A P I T U L O
III
CUADRO 3.1
RESUMEN DE LA ENERGIA HIDROELECTRICA TOTAL ASOCIADA A
CONDICIONES DE HIDROLOGIA CRITICA Y PROMEDIO
< GUH )
Co st a Rica
1992
1993
1994
1995
Promedio
3408
3546
3546
3924
3924
3924
3924
5152
Critica
2613
2709
2709
2949
2949
2949
2949
3529
El Salvador Promedio
G u atemala
Nonduras
Nicaragua
Panama
Total
1996
1997
1998
1999
1672
1672
1672
1672
1672
1672
1672
1885
Critica
1318
1318
1318
1318
1318
1318
1318
1438
Promedio
2097
2097
2097
2097
2163
2357
2594
2831
Critica
1471
1471
1471
1471
1516
1613
1751
1912
Promedio
2116
2116
2116
2116
2116
2116
2116
2116
Critica
1972
1972
1972
1972
1972
1972
1972
1972
Promedio
431
431
431
431
431
431
431
431
Critica
213
213
213
213
213
213
213
213
Promedio
2365
2365
2577
2577
2577
2808
2808
3224
Critica
1830
1830
1853
1853
1853
2048
2048
2400
12089
12227
12439
12817
12883
13308
13545
15639
9417
9513
9536
9776
9821
10113
10251
11464
Promedio
Critica
CUADRO No.
3.2
COSTA RICA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA PROMEDIO
(GUH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20 00
Total
3267
3436
3535
3718
3770
3882
3887
4641
4669
426
426
852
852
852
852
1277
45057
34805
5537
Escenario
Generación
Demanda Hidroe­ Geoter- Bunker
léctrica mica
3899
4122
4375
4651
4945
5258
5582
5930
6296
B
234
191
181
176
125
133
Diesel
-0
-0
-0
398
495
233
331
198
391
843
437
350
1038
3676
Exceden­
tes Hid.
141
110
11
206
154
42
37
511
483
1695 0
Hidroe­ Bunker
léctrica
Diesel
3436
3594
3535
3767
3770
3918
3905
4786
4742
279
191
181
176
125
133
-0
0
0
398
213
188
300
177
379
833
437
350
35453
1084
3275
C
Generación
Importac iones
215
-124
-45
18
-2 1
24
8
145
73
293 0
Hidroe­ Bunker
léctrica
3436
3594
3535
3767
3770
3918
3905
4786
4742
27
195
137
188
35453
Diesel
Importa'
c iones
164
126
116
175
444
273
257
306
305
397
1051
469
433
36
103
73
352
293
331
1247
3935
1116
121
8
-60
-2 0
CUADRO No. 3.4
GUATEMALA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA PROMEDIO
(GWH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20 00
Demanda Hidroe­ Geotér­ Bunker
léctrica mica
2645
2809
2971
3130
3290
3446
3601
3755
3907
1936
1937
1937
1937
2003
2197
2434
2612
2670
B
Generación
Diesel
0
668
41
39
156
156
156
156
156
609
609
731
848
1037
1131
1060
985
524
628
10 2
30
33
26
10
Exceden­
tes Hid.
161
160
160
160
161
160
160
219
161
Hidroe­ Bunker
léctrica
1936
1937
1937
1937
2003
2197
2434
2634
2670
668
731
848
1036
1131
1060
985
524
628
Diesel
Importa
ciones
19
74
30
0
0
33
25
10
0
-2 2
-28
0
-1
0
0
-1
22
0
«
Escenario
C
Generación
Hidroe- Bunker
lectrica
1936
1937
1937
1937
2003
2197
2434
2634
2670
672
706
854
1415
1433
1185
110 2
939
1025
Diesel
171
102
33
Importac iones
134
-25
9
378
302
92
91
427
397
CUADRO No.
3.5
HONDURAS: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA PROMEDIO
(GUH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Generación
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker
lectrica mica
2257
2334
2366
2450
2537
2642
2793
2959
3137
1924
2041
2087
2088
2 111
2 112
2 111
2 112
2114
B
Diesel
0
0
0
0
0
0
0
1
0
333
293
279
362
426
530
682
846
1023
Exceden­
tes Hid.
121
55
8
1
Hidroe­ Bunker
léctrica
1925
2082
2091
2091
14
2 112
22
1
2113
2114
2114
2114
36
108
Diesel
0
0
0
0
0
0
0
1
0
233
293
279
362
426
530
682
691
944
Importa
ci ones
-99
41
4
4
1
0
3
-153
-79
*
Escenario
C
Generación
Hidroe- Bunker
lectrica
1925
2082
2091
2091
2112
2113
2114
2114
2114
0
0
0
0
0
-0
0
0
0
D esel
Importa­
ciones
0
0
8
0
2
175
89
27
76
-332
-252
-267
-358
-423
-355
-590
-818
-947
CUADRO No.
3.6
NICARAGUA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA PROMEDIO
(GUH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20 00
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker
lectrica mica
1515
1547
1595
1649
1808
2034
2135
2246
2373
431
431
431
431
431
431
431
431
555
488
550
550
550
550
991
1273
1550
1550
596
566
613
668
816
610
431
265
268
B
Generación
Diesel
0
0
0
0
11
2
0
0
0
Exceden­
tes Hid.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Hidroe­ Bunker
léctrica
431
431
431
431
431
431
431
431
555
560
562
613
667
816
610
428
183
216
Diesel
0
0
0
0
11
2
0
0
0
Importa
c iones
-36
-4
-0
-1
0
-0
-3
-82
-52
Escenario
C
Generación
Hidroe- Bunker
lectrica
431
431
431
431
431
431
431
431
555
858
841
677
764
813
632
490
372
523
Diesel
0
0
0
0
11
2
0
0
0
tmportaciones
262
275
64
96
-3
22
59
107
255
CUADRO No.
3.7
PANAMA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA PROMEDIO
(GUH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Total
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker
lectrica mica
2905
3036
3126
3262
3357
3481
3610
3746
3888
2104
2241
2500
2541
2551
2792
2794
3145
3164
30411
23832
0
B
Escenario
Generación
Diesel
Exceden­
tes Hid.
801
795
579
598
651
529
678
416
432
47
123
155
160
138
185
292
5479
1100
0
0
261
124
77
36
26
16
14
79
60
693 0
Hidroe­ Bunker
léctrica
C
Generación
Diesel
Importac iones
2365
2365
2545
2572
2572
2804
2804
3224
3222
724
795
579
549
651
493
660
416
432
47
123
155
160
138
196
292
24473
5299
1111
0
0
184
124
45
-18
21
-24
-8
90
58
472 0
Hidroe­ Bunker
léctrica
Diesel
Importac iones
2365
2365
2545
2572
2572
2804
2804
3224
3222
603
709
687
638
624
693
844
554
667
218
140
207
137
256
172
208
24473
6019
1123
1204
0
0
117
167
153
12 1
63
38
223
115
-8
CUADRO No.
3.8
COSTA RICA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA CRITICA
(GUH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20 0 0
Total
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker
lectrica mica
3899
4122
4375
4651
4945
5258
5582
5930
6296
2594
2690
2705
2905
2918
2945
2949
3440
3450
45057
26596
B
Escenario
Generación
Diesel
1042
No Ser- Excedenvida
tes Hid.
426
426
852
852
852
852
1278
232
239
225
235
225
232
168
264
233
1058
925
1162
1608
1137
1136
4
236
199
89
79
5538
2053
10178
692
288 0
1110
100 0
31
83
19
28
24
68
18
18
4
44
31
4
0
Hidroe- Bunker
lectrica
Diesel
C
Generación
No Ser- Importavida
ci ones
1042
0
13
1110
10 0 0
65
19
28
24
0
0
0
0
0
0
2609
2708
2705
2905
2918
2945
2945
3440
3450
232
239
225
235
225
232
168
264
233
1058
925
1162
1608
1137
1136
4
171
199
-65
26625
2053
10178
578
-52 0
68
0
Hidroe- Bunker
lectrica
Diesel
2609
2708
2705
2905
2918
2945
2945
3440
3450
229
231
226
257
244
244
231
237
233
1063
921
1183
1738
1058
1115
26625
2132
10167
1032
1057
100 0
Importaci ones
-29
-126
-17
0
-9
-34
184
-343
-2 2 1
-594
CUADRO NO.
EL SALVADOR:
3.9
RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA CRITICA
(GWH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Total
Demanda Hidroe­ Geoter- Bunker
léctrica mica
B
Escenario
Generación
Diesel
301
350
507
425
157
2547
2727
2927
3144
3292
3526
3777
4060
4373
1295
1310
1310
1318
1318
1318
1318
1438
1621
442
563
603
604
1045
1366
1366
1527
1688
505
504
507
797
772
740
787
782
506
306
313
500
30373
12246
9204
5900
2960
102
no Ser­ Exceden­
vida
tes Hid.
5
23
0
0
0
0
0
0
0
8
8
0
0
0
0
0
12
58
51 0
Hidroe­ Bunker
léctrica
Diesel
1295
1310
1310
1318
1318
1318
1318
1438
1621
505
504
507
797
772
740
787
782
506
301
350
507
425
157
12246
5900
2960
102
306
313
500
C
Generación
Importac iones
Hidroe- Bunker
lectrica
-5
0
0
0
0
0
0
0
-58
0
Diesel
1295
1310
1310
1318
1318
1318
1318
1438
1621
509
506
507
792
772
754
781
707
465
95
397
503
219
224
174
167
341
12246
5793
2330
210
Importa
c iones
-206
49
-4
-2 11
68
86
-10 2
-2 2 1
-258
CUADRO No. 3.10
GUATEMALA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA CRITICA
(GWH)
Escenario
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Total
Escenario
A
Generación
==============================
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker Diesel
lectrica mica
2645
2809
2971
3130
3290
3446
3601
3755
3907
1471
1471
1471
1471
1516
1613
1751
1912
1912
39
156
156
156
156
156
609
609
29554
14588
2037
0
778
779
1013
1502
1608
1410
1409
395
520
331
1
10
1296
268
286
33
90
10996
1933
120 1
Escenario
B
Generación
Energ ia
No Ser- Excedenvida
tes Hid.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Hidroe- Bunker
lectrica
Generación
Diesel
395
520
331
1471
1471
1471
1471
1516
1613
1751
1912
1912
778
779
1013
1502
1608
1410
1409
1296
268
286
33
90
14588
10996
1933
1201
C
1
10
lmportaciones
Hidroe- Bunker
lectrica
0
0
0
0
0
0
0
-0
0
0
Diesel
1471
1471
1471
1471
1516
1613
1751
1912
1912
778
779
1016
1709
1722
1391
1364
1371
1312
606
472
332
38
63
164
87
127
355
14588
11441
2244
Importaciones
211
-49
4
244
166
-12 2
-243
264
281
CUADRO No.
3.11
HONDURAS: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA CRITICA
(GWH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
20 00
Total
1787
1970
1972
1972
1972
1972
1972
1972
1972
23476
17561
0
Escenario
Generación
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker
lectrica mica
2257
2334
2366
2450
2537
2642
2793
2959
3137
B
Diesel
No Ser­ Exceden­
vida
tes Hid.
0
0
-0
0
-0
-0
0
-0
-0
470
364
394
478
565
670
821
987
1165
0
0
0
0
0
0
0
0
0
185
0
5915
0
187 0
2
0
0
0
0
0
0
0
Hidroe- Bunker
lectrica
Diesel
C
Generación
Importac iones
1787
1970
1972
1972
1972
1972
1972
1972
1972
0
0
-0
0
-0
-0
0
-0
-0
470
364
394
478
565
670
821
987
1165
0
0
0
0
0
0
0
0
0
17561
0
5915
0 0
Hidroe- Bunker
lectrica
Diesel
Importa'
ci ones
1787
1970
1972
1972
1972
1972
1972
1972
1972
0
-0
-0
-0
0
-0
-0
-0
-0
60
72
402
383
430
789
-467
-365
-395
-418
-493
-269
-439
-558
-376
17561
-2
2138
-3779
3
0
0
CUADRO No.
3.12
NICARAGUA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA CRITICA
(GWH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Total
Demanda Hidroe- Geotér­ Bunker
lectrica mica
1515
1547
1595
1649
1808
2034
2135
2246
2373
214
214
214
214
214
214
214
214
277
488
550
550
550
550
991
1274
1553
1555
812
783
810
850
936
785
632
477
533
16901
1989
8061
6618
B
Escenario
Generación
Diesel
No Ser­ Exceden­
vida
tes Hid.
Hidroe­ Bunker
léctrica
Generación
Diesel
36
108
44
15
3
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
214
214
214
214
214
214
214
214
277
808
783
810
850
936
785
632
477
533
36
108
44
15
3
7
233
0
0
1989
6614
233
1
0
21
C
0
0
21
Importac iones
Hidroe- Bunker
lectrica
-5
-0
0
-0
-0
-0
0
0
0
0
Diesel
Importa'
c iones
214
214
214
214
214
214
214
214
277
998
1012
838
861
936
816
756
544
654
29
71
90
169
131
115
129
238
383
215
300
97
144
23
238
303
497
1989
7416
1354
1919
10 2
CUADRO No.
3.13
PANAMA: RESULATADOS DE LA SIMULACION DE LA OPERACION
HIDROLOGIA CRITICA
(GWH)
Escenario
A
Escenario
Generación
Año
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
Total
Demanda Hidroe- Geoter- Bunker
lectrica mica
3045
3248
3407
3575
3750
3934
4129
4335
4552
1780
1830
1853
1853
1853
2048
2048
2339
2361
33974
17967
0
B
Escenario
Generación
Diesel
No Ser- Excedenvida
tes Hid.
1265
1417
1387
1555
1730
1720
1544
1555
1494
166
166
166
166
537
441
648
49
13668
2290
49
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
0
0
0
0
0
0
65
39
154 0
Hidroe- Bunker
lectrica
1801
1830
1853
1853
1853
2048
2048
2405
2404
1265
1417
1387
1555
1730
1720
1544
1555
1494
18096
13668
C
Generación
Diesel
No Ser- Importavida
c iones
0
0
166
166
166
166
537
441
648
0
0
0
0
0
0
0
0
6
21
0
-0
-0
-0
-0
-0
66
0
2290
6
86
Hidroe- Bunker
lectrica
0
Diesel
Importaci ones
1801
1830
1853
1853
1853
2048
2048
2404
2404
1242
1416
1390
1558
1732
1722
1717
1721
1495
286
192
481
407
412
405
730
767
733
284
191
317
244
248
240
365
557
80
18094
13992
4413
2525
CUADRO No.
ISTMO CENTROAMURICANO:
Total
Escenarios
3.14
REQUERIMIENTOS DE HIDROCARBUROS PARA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA
CONDICIONES HIDROLOGICAS PROMEDIO EN EL PERIODO
(MILES DE BARRILES)
Costa Rica
Escenarios
El Salvador
Escenarios
Guatemala
Escenarios
Honduras
Escenarios
B
C
A
B
C
A
B
C
A
1669
7508
1540
5521
2292
7906
9138
2478
9138
2452
7701
966
12692
633
12692
500
16084
738
0
0
0
11223
11163
4921
2252
430
638
301
264
680
910
330
910
330
683
110
1225
108
1225
50
1234
446
0
0
936
6021
1986
5119
1245
308
1349
308
580
217
743
769
503
769
503
735
219
1366
267
1366
195
1362
205
0
0
737
708
5407
2032
5407
1908
5871
1488
234
636
234
515
282
701
871
484
871
484
871
484
1617
77
1617
77
1632
87
0
0
754
751
1995
Bunker
Diesel
6200
2367
6107
2282
7001
1227
286
903
286
821
306
835
1420
344
1420
344
1206
5
1606
1606
2364
0
0
0
0
0
908
1996
Bunker
Diesel
6545
1988
6545
1929
6158
1189
198
539
198
479
298
831
1094
79
1094
79
119
60
1782
1782
2406
0
0
0
1997
Bunker
Diesel
6120
2456
6047
2427
6500
1524
214
894
214
867
266
926
966
87
966
87
1058
39
1736
1736
1939
0
0
0
86
86
0
1109
1107
1998
Bunker
Diesel
5914
3311
5891
3292
6429
2314
0
1263
217
1263
217
1597
0
0
68
1597
65
1799
1296
203
1778
1142
1309
0
1478
1999
Bunker
Diesel
4954
3382
4881
3177
5562
1026
0
0
1090
433
1090
407
1110
0
799
27
799
27
0
536
189
735
1595
715
0
1887
4471
3353
4448
3253
6929
1349
0
0
756
777
49
966
966
1753
0
426
267
677
756
526
0
0
0
2336
A
B
C
Total
Bunker
Diesel
51666
23759
50832
21552
54490
13614
1992
Bunker
Diesel
5828
2013
5484
1298
1993
Bunker
Diesel
6226
2857
1994
Bunker
Diesel
A
B
Nicaragua
Escenarios
C
Panama
Escenarios
A
B
C
A
B
C
1602
8343
31
7638
31
10313
225
19824
1885
19824
1885
18100
2177
0
0
1027
811
1505
2237
2237
918
938
0
0
0
1235
78
0
0
974
769
1477
0
0
0
0
0
1057
1057
0
0
1169
3
0
0
1154
1062
904
0
0
0
0
0
1077
1077
3
1414
26
314
0
1475
0
1887
0
2336
0
2810
0
1328
78
1628
81
1628
81
1917
213
1282
55
1734
1734
212
212
1843
332
1414
26
1413
18
2058
267
2058
267
1922
277
1055
4
981
4
1090
2150
276
2150
276
2147
237
0
742
720
847
159
1
1
0
2312
238
2312
238
2438
377
0
459
386
685
50
0
0
0
2607
320
2607
320
1983
241
0
461
438
138
0
0
845
141
2288
491
2288
491
3287
344
8
2810
2000
Bunker
Diesel
0
«
«
CUADRO No.
ISTMO CENTROAMWRICANO:
Total
Escenarios
»
3.15
COSTOS DE LOS HIDROCARBUROS PARA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA
CONDICIONES HIDROLOGICAS PROMEDIO EN EL PERIODO
(MILES DE US $)
Costa Rica
Escenarios
El Salvador
Escenarios
Guatemala
Escenarios
Honduras
Escenarios
C
a
B
C
A
B
A
B
B
C
B
C
A
A
Total 1523955 1453783 1321160 217751 165750 238906 226443 225794 162756 244288 240960 307972 280575 279074
0
0
Bunker 929991 914979 980820 30044 27725 41256 164487 164487 138618 228461 228461 289512
Diesel 593964 538804 340340 187708 138026 197650 61956 61307 24138 15828 12499 18460 280575 279074
Nicaragua
Escenarios
Panama
Escenarios
C
A
C
A
B
C
B
40038 150957 138264 191264 403941 403941 380225
0 150174 137482 185634 356825 356825 325800
40038
5630 47117 47117 54425
783
783
155233
1992
Bunker 104908
Diesel 50325
131151
98707
32444
144878
88578
56300
7731
15955
5412
4752
17000
16388
8262
16388
8262
12294
2750
22045
2700
22045
1242
22212
0
0
0
18486
14604
27090
40259
40259
0
11150
23409
22941
23450
0
0
0
0
0
183492
1993
Bunker 112068
Diesel 71425
158042
108386
49656
123267
92142
31125
5546
33735
5546
14506
3906
18575
13836
12584
13836
12584
13230
5475
24581
6675
24581
4873
24516
5125
0
0
13850
26586
50573
50573
17694
0
0
17532
18431
0
0
0
0
0
148137
1994
Bunker 97329
Diesel 50808
145041
97329
47712
142888
105678
37210
4210
15900
4210
12879
5076
17525
15674
12099
15674
12099
15678
29110
1925
29110
1925
29376
2185
0
0
19026
5
19026
5
21042
75
29309
18782
0
0
29309
18858
2022
20 2 2
34506
5325
170764
1995
Bunker 111596
Diesel 59168
166980
109935
57046
156681
126018
30663
5143
22568
5143
20536
5508
20875
25560
8603
25560
8603
21708
113
28904
28904
42552
0
0
0
0
0
22688
22597
0
0
20772
5
19110
5
23076
1375
31217
5304
31217
5304
33174
8300
167523
1996
Bunker 117817
Diesel 49706
166042
117817
48225
140557
110844
29713
3569
13465
3569
11984
5364
20775
19694
1982
19694
1982
2142
1500
32067
32067
43308
0
0
0
0
0
0
26935
26935
63
25452
650
25452
650
25434
450
37035
6674
37035
6674
34596
6925
171571
1997
Bunker 110168
Diesel 61404
169516
108838
60678
155100
117000
38100
3845
22345
3845
21675
4788
23150
17388
2187
17388
2187
19044
975
31241
2153
31241
2153
34902
0
0
0
18990
17661
19620
0
27730
27675
7850
100
10 0
20 0
38704
6890
38704
6890
38646
5925
189215
1998
Bunker 106445
Diesel 82770
188345
106044
82301
173577
115722
57855
0
0
22730
5425
22730
5425
28737
1700
28737
1632
32382
0
0
0
32388
3654
44450
20556
32715
0
36953
36879
3975
13356
18
12955
18
15246
5
41621
5960
41621
5960
43884
9425
173719
1999
Bunker 89179
Diesel 84540
167279
87857
79422
125766
100116
25650
0
0
19611
10815
19611
10166
14385
675
14385
675
28710
0
0
0
0
47183
47183
1250
8262
5
6940
5
12330
13406
3402
18375
19980
17875
0
46921
7988
46921
7988
35694
6025
164301
80481
83820
161387
80066
81322
158447
124722
33725
0
0
13605
17391
31554
0
0
0
8298
7883
0
0
13986
1225
17391
10652
4806
16925
13605
13150
0
0
0
58390
58390
3450
0
0
15210
3525
41186
12280
41186
12280
59166
8600
20 00
Bunker
Diesel
12 10 0
0
0
22230
1950
23904
1950
CUADRO No.
ISTMO CENTROAMERICANO:
Total
Escenarios
3.16
REQUERIMIENTOS DE HIDROCARBUROS PARA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA
CONDICIONES HIDROLOGICAS CRITICAS EN EL PERIODO
(MILES DE BARRILES)
Costa Rica
Escenarios
El Salvador
Escenarios
A
Guatemala
Escenarios
Honduras
Escenarios
Nicaragua
Escenarios
A
B
Total
Bunker
Diesel
67,078
59,215
67,071
59,214
1992
Bunker
Diesel
6,611
6,107
6,604
6,105
6,898
5,407
402
2,841
402
2,841
393
2,814
966
898
966
898
966
237
1,474
1,034
1,474
1,034
1,474
1,586
0
0
1,333
1,333
1993
Bunker
Diesel
6,863
5,957
6,863
5,957
7,272
5,720
418
3,027
418
3,027
401
2,873
969
870
969
870
969
983
1,474
1,034
1,474
1,034
1,474
1,233
0
0
1,026
1,026
1994
Bunker
Diesel
7,136
6,482
7,136
6,482
7,405
6,233
384
2,728
384
2,728
386
2,728
971
1,273
971
1,273
971
1,246
1,474
1,034
1,474
1,034
1,998
869
0
0
1,113
1995
Bunker
Diesel
7,877
6,564
7,877
6,564
9,819
4,979
408
2,884
408
2,884
465
2,898
1,616
1,064
1,616
1,064
1,607
541
1,474
1,034
1,474
1,034
2,930
99
0
1 ,2 1 2
1996
Bunker
Diesel
8,796
5,938
8,796
5,938
10,323
5,204
384
2,523
384
2,523
431
2,512
1,560
389
1,560
389
1,560
556
1,474
1,034
1,474
1,034
2,950
163
0
0
0
1,449
1,449
180
1997
Bunker
Diesel
8,253
7,037
8,253
7,037
9,247
5,737
400
2,960
400
2,960
430
3,016
1,489
252
1,489
252
1,520
432
1,474
1,034
1,474
1,034
2,349
428
0
0
0
1,462
1,462
794
1998
Bunker
Diesel
7,210
7,610
7,210
7,610
8,781
283
3,026
283
3,026
409
3,381
1,592
763
1,592
763
1,579
520
1,474
1,034
1,474
1,034
2,289
228
0
0
0
6 ,6 8 6
1,825
1,825
1999
Bunker
Diesel
7,151
6,565
7,151
6,565
8,297
5,889
480
1,741
480
1,741
418
1,620
1,581
782
1,581
782
1,427
415
1,474
1,034
1,474
1,034
2,310
333
0
2,241
7,181
6,957
7,181
6,957
7,363
7,162
420
1,739
420
1,739
416
1,707
1,056
1,277
1,056
1,277
967
844
2,144
233
2,144
233
2 ,2 0 0
C
A
B
C
B
C
A
B
C
A
B
C
0
0
75,404 3,580 3,580 3,749 11,800 11,800 11,565 13,937 13,937 19,974
53,018 23,470 23,470 23,549 7,567 7,567 5,774 8,504 8,504 5,865 14,362 14,362
A
B
Panama
Escenarios
C
A
B
C
0 11,467 11,460 12,914 26,295 26,295 27,202
4,482 1,486 1,485 3,248 3,827 3,827 8,354
0
10
1,408
1,401
1
0
0
0
1,356
1,356
0
1,113
0
0
0
1 ,2 1 2
0
149
1,746
73
2,361
2,361
0
0
2,319
687
1,783
175
2,646
2,646
0
2,645
456
1,403
47
1,403
47
1,454
206
2,904
287
2,904
287
2,595
1,035
1,474
83
1,474
83
1,492
403
2,904
287
2,904
287
3,325
858
1,627
256
1,627
256
1,628
308
3,751
287
3,751
287
3,754
870
1,361
1,042
1,361
1,042
1,415
271
3,529
287
3,529
287
3,532
853
738
1,094
35
1,094
35
1,313
308
2,767
928
2,767
928
3,191
1,384
0
0
824
824
865
6
6
944
575
2,792
762
2,792
762
3,198
2,241
921
16
921
16
1,138
929
2,641
990
2,641
990
2,642
1 ,2 0 1
2000
Bunker
Diesel
927
0
0
0
2,702
2,702
1,746
1 ,0 1 0
CUADRO No.
ISTMO CENTROAMERICANO:
Total
Escenarios
Total
Bunker
Diesel
A
B
2687775 2687619
1207402 1207276
1480373 1480343
3.17
COSTOS DE HIDROCARBUROS PARA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA
CONDICIONES HIDROLOGICAS CRITICAS EN EL PERIODO
(MILES DE USS)
Costa Rica
Escenarios
El Salvador
Escenarios
Guatemala
Escenarios
C
A
B
C
A
B
C
A
2682718 651169 651169 656208 401568 401568 352526 463452
1357277 64431 64431 67486 212400 212400 208175 250857
1325441 586738 586738 588723 189168 189168 144351 212595
Honduras
Escenarios
Nicaragua
Escenarios
B
C
A
B
C
A
B
C
A
B
C
463452 506154 359043 359043 112048 243546 243390 313642 568999 568999 698487
250857 359532
0
0
0
206401 206275 232452 473314 473314 489632
212595 146622 359043 359043 112048 37145 37115 81190 95685 95685 208855
1992
Bunker
Diesel
271659
118996
152663
271503
118870
152633
259325
124160
135165
78245
7227
71018
78245
7227
71018
77422
7072
70350
39831
17388
22443
39831
17388
22443
23321
17388
5933
52381
26534
25848
52381
26534
25848
66171
26534
39638
33325
33325
253
0
0
0
33325
33325
1993
Bunker
Diesel
272462
123534
148928
272462
123534
148928
273910
130900
143010
83184
7517
75668
83184
7517
75668
79048
7218
71830
39203
17446
21758
39203
17446
21758
42018
17446
24573
52381
26534
25848
52381
26534
25848
57364
26534
30830
25650
25650
0
0
25650
25650
1994
Bunker
Diesel
290489
128452
162038
290489
128452
162038
289122
133290
155832
75113
6910
68203
75113
6910
68203
75156
6953
68203
49302
17482
31820
49302
17482
31820
48642
17482
31160
52381
26534
25848
52381
26534
25848
57687
35969
21717
27823
27823
0
0
27823
1995
Bunker
Diesel
305869
141779
164090
305869
141779
164090
301222
176737
124485
79452
7349
72103
79452
7349
72103
80805
8365
72440
55682
29092
26590
55682
29092
26590
42456
28921
13535
52381
26534
25848
52381
26534
25848
55215
52735
2480
30308
30308
1996
Bunker
Diesel
306763
158323
148440
306763
158323
148440
315902
185814
130088
70002
6919
63083
70002
6919
63083
70573
7763
62810
37796
28071
9725
37796
28071
9725
41971
28071
13900
52381
26534
25848
52381
26534
25848
57183
53098
4085
36220
36220
36220
4495
1997
Bunker
Diesel
324465
148545
175920
324465
148545
175920
309872
166444
143428
81206
7196
74010
81206
7196
74010
83142
7742
75400
33114
26809
6305
33114
26809
6305
38152
27362
10790
52381
26534
25848
52381
26534
25848
52971
42284
10688
36538
36538
19840
36538
36538
19840
1998
Bunker
Diesel
320021
129784
190238
320021
129784
190238
325200
158056
167144
80759
5101
75658
80759
5101
75658
91870
7355
84515
47720
28652
19068
47720
28652
19068
41425
28424
13001
52381
26534
25848
52381
26534
25848
46901
41204
5698
45615
45615
18448
0
0
0
45615
45615
18448
1999
Bunker
Diesel
292853
128725
164128
292853
128725
164128
296572
149342
147230
52167
8647
43520
52167
8647
43520
48026
7526
40500
48000
28460
19540
48000
28460
19540
36049
25686
10363
52381
26534
25848
52381
26534
25848
49895
41575
8320
56013
56013
21635
56013
56013
21635
20 00
303195
129265
173930
303195
129265
173930
311594
132534
179060
51041
7564
43478
51041
7564
43478
50167
7492
42675
50921
19001
31920
50921
19001
31920
38495
17397
21098
44402
38587
5815
44402
38587
5815
62768
39600
23168
67553
67553
43653
Bunker
Diesel
Bunker US$/Barril
Diesel US$/Barril
18.00
25.00
Panama
Escenarios
0
0
0
0
0
67553
25218
25218
253
25374
25344
30
0
0
0
27823
0
0
0
30308
3725
58925
41747
17178
42503
42503
42503
42503
0
33234
31419
1815
0
0
24408
24403
5
24408
24403
5
36472
32099
4373
47635
47635
47635
47635
0
0
59008
47603
11405
26425
25250
1175
26425
25250
1175
31330
26170
5160
59446
52276
7170
59446
52276
7170
72583
46715
25868
30308
28601
. 26528
3725
2073
28601
26528
2073
36940
26860
10080
59446
52276
7170
59446
52276
7170
81312
59857
21455
36220
4495
35685
29290
6395
35685
29290
6395
37013
29306
7708
74679
67509
7170
74679
67509
7170
89321
67576
21745
50539
24489
26050
50539
24489
26050
32256
25474
6783
70687
63517
7170
70687
63517
7170
84903
63583
21320
20551
19688
863
20551
19688
863
31334
23639
7695
72995
49808
23188
72995
49808
23188
92034
57434
34600
14978
14828
150
14978
14828
150
31362
16997
14365
69314
50256
19058
69314
50256
19058
87589
57559
30030
16985
16580
405
16985
16580
405
43700
20488
23213
72294
47534
24760
72294
47534
24760
72813
47558
25255
0
0
0
0
0
67553
0
0
0
0
0
43653