plan de expansion de la generacion electrica
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INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD CENTRO NACIONAL DE PLANIFICACION ELECTRICA PROCESO EXPANSION INTEGRADA PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION ELECTRICA PERIODO 2012-2024 Marzo 2012 San José, Costa Rica PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION ELECTRICA PERIODO 2012-2024 SUS COMENTARIOS SON BIENVENIDOS Por favor dirija sus comentarios, observaciones o consultas a Javier Orozco, [email protected] Fernando Ramírez, [email protected] Fanny Solano, [email protected] Grupo ICE www.grupoice.com ELABORACION El presente documento fue elaborado por el Proceso de Expansión Integrada del Centro Nacional de Planificación Eléctrica del Instituto Costarricense de Electricidad. La ejecución del estudio se realizó durante el año 2011 y el documento se publicó en marzo del 2012. APROBACION Este documento fue aprobado por la Dirección del Centro de Planificación Eléctrica. REPRODUCCION Se autoriza la reproducción de la totalidad o parte de este documento, bajo la condición de que se acredite la fuente. Portada: Presa y vertedor, Planta Pirrís La presa de la Planta Hidroeléctrica Pirrís constituye una de las obras de infraestructura más grandes del país y de América Central. El cuerpo principal de la obra se construyó con la tecnología de concreto compactado con rodillo (CCR). Tiene una altura de 113 m y requirió la colocación de 730 000 m3 de CCR. Fotografía cortesía de la Unidad de Producción Audiovisual, Dirección de Comunicación, ICE Tabladecontenido 1 RESUMEN Y CONCLUSIONES ...................................................................................5 2 ENTORNO CENTROAMERICANO...............................................................................9 3 2.1 Interconexiones regionales ........................................................................ 9 2.2 Situación económica y social de Centro América .................................... 11 2.3 Comparación de la evolución de precios.................................................. 12 2.4 Mercados eléctricos en Centro América................................................... 15 2.5 Actividad comercial del mercado regional ................................................ 15 2.6 Evolución de los sistemas de generación ................................................ 16 POLITICA Y ORGANIZACION DEL SISTEMA DE GENERACION ............................19 3.1 4 3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo..........................................................................19 3.1.2 Plan Nacional de Energía .............................................................................20 3.2 Políticas del sistema de generación del ICE ............................................ 21 3.3 Plan de Expansión de la Generación ....................................................... 22 3.4 Organización ............................................................................................ 22 DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO .............................................................23 4.1 5 6 Política Energética Nacional .................................................................... 19 Sistema Eléctrico Nacional ....................................................................... 23 4.1.1 Sistema de Generación.................................................................................23 4.1.2 Sistema de Transmisión................................................................................25 4.1.3 Sistema de Distribución ................................................................................26 4.1.4 Despacho de energía ....................................................................................26 4.2 Cobertura eléctrica ................................................................................... 27 4.3 Ventas de energía eléctrica ...................................................................... 28 4.4 Servicio en zonas remotas fuera de la red ............................................... 29 CARACTERISTICAS GENERALES DE LA DEMANDA ELECTRICA ........................31 5.1 El sector electricidad y la demanda total de energía ................................ 31 5.2 Evolución de la demanda eléctrica ........................................................... 32 5.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda .............................. 32 PROYECCIONES DE DEMANDA...............................................................................35 6.1 Metodología usada en la proyección ........................................................ 35 6.2 Proyección del máximo crecimiento previsible ......................................... 36 i 6.3 7 RECURSOS ENERGETICOS .....................................................................................39 7.1 9 Recursos Renovables .............................................................................. 39 7.1.1 Hidroelectricidad ...........................................................................................39 7.1.2 Geotermia .....................................................................................................40 7.1.3 Eólico ............................................................................................................40 7.1.4 Biomasa del bagazo......................................................................................40 7.1.5 Biocombustibles ............................................................................................40 7.1.6 Otras fuentes renovables y no convencionales ............................................41 7.1.7 Cambio climático y vulnerabilidad .................................................................41 7.1.8 Participación de las diferentes fuentes renovables .......................................42 7.2 8 Impacto de la crisis económica mundial en la demanda .......................... 38 Combustibles fósiles ................................................................................ 42 7.2.1 Gas natural....................................................................................................44 7.2.2 Carbón ..........................................................................................................45 7.3 Importaciones del MER ............................................................................ 45 7.4 Externalidades del aprovechamiento de los recursos energéticos ........... 45 7.5 Administración de la demanda ................................................................. 47 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FOSILES ...........................................................49 8.1 Proyecciones del precio del crudo ........................................................... 49 8.2 Precio del diesel y el búnker .................................................................... 50 8.3 Carbón y gas natural ................................................................................ 52 8.4 Costo con impuestos ................................................................................ 52 CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PLAN ...................................................53 9.1 Política energética .................................................................................... 53 9.2 Horizonte de planeamiento ...................................................................... 53 9.3 Entorno centroamericano ......................................................................... 53 9.4 Criterio ambiental ..................................................................................... 54 9.5 Criterio de confiabilidad ............................................................................ 54 9.6 Criterio de óptimo económico ................................................................... 55 9.7 Otros parámetros económicos ................................................................. 55 9.7.1 Evaluación social de los planes ....................................................................55 9.7.2 Costos constantes en el tiempo ....................................................................56 9.7.3 Tasa social de descuento .............................................................................56 9.7.4 Costo de racionamiento ................................................................................56 9.8 Herramientas de Análisis ......................................................................... 56 ii 10 INFORMACION BASICA .........................................................................................59 10.1 Sistema existente ..................................................................................... 59 10.1.1 Retiro, rehabilitación y modernización de plantas existentes .......................60 10.2 Hidrología ................................................................................................. 61 10.3 Viento ....................................................................................................... 62 10.4 Proyectos fijos .......................................................................................... 62 10.5 Tecnologías candidatas para el Plan de Expansión ................................. 63 10.5.1 Tecnologías a base de recursos renovables ................................................63 10.5.2 Tecnologías que consumen derivados de petróleo ......................................64 10.5.3 Otros combustibles fósiles ............................................................................64 10.5.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan ........................................64 10.6 Características de los proyectos candidatos ............................................ 64 10.6.1 Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos ..............................68 10.7 Otros proyectos privados y de empresas distribuidoras ........................... 69 10.7.1 Proyectos de empresas distribuidoras ..........................................................70 10.7.2 Proyectos de generadores independientes...................................................71 11 DEFINICION DE ESCENARIOS Y CASOS DE ESTUDIO ......................................73 11.1 Definición de escenarios .......................................................................... 73 11.1.1 Demanda.......................................................................................................73 11.1.2 Atrasos de corto plazo ..................................................................................74 11.1.3 Ciclo Combinado de Moín .............................................................................74 11.1.4 Proyectos hidroeléctricos grandes ................................................................74 11.1.5 Política energética de reducción del térmico ................................................74 11.2 Resultados de los escenarios y casos ..................................................... 74 11.2.1 Reventazón ...................................................................................................74 11.2.2 Diquís ............................................................................................................75 11.2.3 Savegre y Pacuare........................................................................................75 11.2.4 Ciclo Combinado de Moín .............................................................................75 11.2.5 Instalación de corto plazo .............................................................................76 11.2.6 Capacidad térmica ........................................................................................76 12 PLAN DE REFERENCIA .........................................................................................77 13 PLAN DE EXPANSION RECOMENDADO ..............................................................79 13.1 Plan Recomendado y Plan de Referencia................................................ 81 14 CARACTERISTICAS DEL PLAN RECOMENDADO ...............................................83 14.1 Capacidad Instalada y Generación .......................................................... 83 14.2 Déficit de Energía ..................................................................................... 85 iii 14.3 Emisiones ................................................................................................. 86 14.4 Costos Marginales de Corto Plazo ........................................................... 86 14.5 Costos Marginales de Largo Plazo de Generación .................................. 87 14.5.1 Estructura estacional.....................................................................................90 15 REFERENCIAS .......................................................................................................93 ANEXO 1 ............................................................................................................................97 GENERACIONES ESPERADAS POR PLANTA ................................................................97 ANEXO 2 ..........................................................................................................................103 CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES ...............................................................103 ANEXO 3 ..........................................................................................................................105 COSTO VARIABLE DE OPERACION ..............................................................................105 ANEXO 4 ..........................................................................................................................107 UBICACION DE PLANTAS Y PROYECTOS ...................................................................107 ANEXO 5 ..........................................................................................................................109 AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES ...............................109 ANEXO 6 ..........................................................................................................................111 ESQUEMA DE LOS ESCENARIOS ESTUDIADOS .........................................................111 iv Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 5 1 RESUMEN Y CONCLUSIONES Una de las responsabilidades fundamentales del ICE con relación al sector eléctrico nacional es garantizar un equilibrio de la oferta y la demanda de la electricidad, habida cuenta de los altos costos que para la sociedad costarricense implicaría un desabastecimiento. Un instrumento para asegurar la adecuada oferta eléctrica en los años venideros es la realización periódica de planes de expansión de la generación eléctrica (PEG). Este plan de ejecución de proyectos debe cumplir con criterios económicos y ambientales, dentro del marco de las políticas nacionales e institucionales en materia energética. La presente revisión del PEG cubre el horizonte de planeamiento 2012–2024, dentro del cual se pueden diferenciar tres períodos. El período de obras en construcción abarca hasta el año 2016, con la entrada en operación del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón. El período intermedio cubre desde el 2015 hasta el 2020, y de sus resultados se deriva un programa de acciones para los años inmediatos. El período de referencia abarca del 2020 hasta el 2024 y se utiliza como guía para evaluar las necesidades de inversión y de preparación de proyectos a futuro. La línea SIEPAC, actualmente en construcción, dará un gran impulso a la integración eléctrica centroamericana cuando entre en operación, programada la primera parte para el año 2012. Con la posibilidad de mayores volúmenes de trasiego, el Mercado Eléctrico Centroamericano (MER) irá madurando rápidamente. Sin embargo, dado que actualmente el MER es incipiente y no permite depender de contratos regionales de suministro, el presente PEG se refiere al sistema costarricense aislado, donde las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista sin depender de los países vecinos. Eso no significa que no se deban aprovechar las ventajas inmediatas que la interconexión y el mercado regional implican, como una opción adicional que permite la colocación de excedentes y la compra de energía cuando esto pueda disminuir el costo de producción. El Plan de Expansión Recomendado se indica en la Tabla 1-1. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 Año Energía GWh 2012 10 087 2013 10 605 2014 11 151 2015 11 730 2016 12 345 2017 12 998 2018 13 692 2019 14 430 2020 15 212 2021 2022 2023 2024 15 943 16 646 17 381 18 148 6 Tabla 1-1 Plan de Expansión Recomendado PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION DEMANDA OFERTA %crec Pot %crec Mes Proyecto Fuente Pot Cap MW MW Instalada 2 590 Capacidad efectiva instalada a diciembre 2011: 1 Colima Térm ‐14.0 2 576 1 649 5 Cubujuquí Hidro 22.0 2 598 5 Valle Central Eólic 15.0 2 613 6 Moín 1 Térm ‐19.5 2 594 12 CATSA Biom 8.0 2 602 12 Cutris Biom 3.0 2 605 12 El Palmar Biom 5.0 2 610 12 Tacares Hidro 7.0 2 617 Hidro 49.7 2 666 4.9% 1 732 4.8% 2 Toro 3 6 Anonos Hidro 3.6 2 670 9 Balsa Inferior Hidro 37.5 2 707 4.9% 1 820 4.8% 5 Río Macho Hidro ‐120.0 2 587 5 Río Macho Ampl. Hidro 140.0 2 727 6 Chucás Hidro 50.0 2 777 6 Cachí Hidro ‐105.0 2 672 9 Cachí 2 Hidro 158.4 2 831 10 Moín 2 Térm ‐130.5 2 700 4.9% 1 913 4.9% 1 Capulín Hidro 48.7 2 749 1 Torito Hidro 50.0 2 799 1 CC Moín 1 Térm 93.0 2 892 Térm 93.0 2 985 1 CC Moín 2 1 Chiripa Eólic 50.0 3 035 13.5 3 048 5.0% 2 016 5.1% 1 Reventazón Minicentral Hidro 1 Reventazón Hidro 292.0 3 340 5.0% 2 120 4.9% 3 340 5.1% 2 233 5.1% 1 Geotérmico Proyecto 1 Geot 35.0 3 375 5.1% 2 357 5.3% 1 Diquís Hidro 623.0 3 998 1 Diquís Minicentral Hidro 27.0 4 025 1 Geotérmico Proyecto 2 Geot 35.0 4 060 5.1% 2 481 5.0% 1 Hidro Proyecto 1 Hidro 50.0 4 110 1 Eólico Proyecto 2 Eólic 50.0 4 160 1 Eólico Proyecto 3 Eólic 50.0 4 210 1 Geotérmico Proyecto 3 Geot 35.0 4 245 1 RC‐500 Hidro 58.4 4 304 4.6% 2 600 4.6% 4 304 4.2% 2 719 4.4% 4 304 4.2% 2 838 4.2% 4 304 4.2% 2 962 4.2% 4 304 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 7 Para los propósitos del presente PEG, el resultado más sobresaliente es la necesidad de impulsar el desarrollo oportuno de los proyectos Ciclo Combinado Moín y Diquís. Producto de la situación económica mundial, las actividades económicas del país han sufrido un estrangulamiento, que se refleja en una desaceleración del crecimiento de la demanda eléctrica. La gravedad y persistencia en el futuro de esta crisis, y de su impacto como freno sobre la demanda, es todavía imposible de predecir. Sin embargo, se deben dar los pasos adecuados para garantizar que la infraestructura eléctrica colaborará con una rápida recuperación, y que no será un obstáculo por falta de previsión. Algunos aspectos importantes de reseñar con relación al PEG son los siguientes: Los proyectos hidroeléctricos de mayor tamaño, Reventazón, Diquís, Pacuare y Savegre, resultan estratégicos para llevar adelante las políticas nacionales de reducción de la dependencia de combustibles fósiles y la emisión de gases de efecto invernadero. En el presente PEG se ha supuesto la disponibilidad de plantas renovables genéricas (hidroeléctricas, eólicas y geotérmicas), para tomar en cuenta que el país tiene un potencial interesante en estas fuentes y que posiblemente algunos proyectos serán desarrollados por terceros (sector privado, empresas distribuidoras) que todavía no han sido identificados o incluidos en las bases de datos del ICE. Con el PEG se verifica que estos proyectos genéricos, dadas las características medias que se les asignaron, resultan atractivos para conformar el plan de mínimo costo. Para efectivamente disfrutar de esta capacidad, el ICE y el país deberán promover las iniciativas y los esfuerzos privados y públicos dirigidos a la preparación, construcción y contratación de estos proyectos. El país, aunque con recursos renovables muy interesantes, tiene limitadas opciones energéticas y debe recurrir a la mejor combinación de ellas para asegurar el abastecimiento futuro de energía limpia. El principal recurso energético del país es la hidroelectricidad. Conforme se disponga de mayor acceso a otras fuentes, como por ejemplo la geotermia, o cuando el desarrollo tecnológico permita la explotación de nuevas opciones, el país podrá aumentar todavía más la diversificación de su parque de generación. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 8 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 9 2 ENTORNO CENTROAMERICANO Los países del istmo centroamericano decidieron integrar sus sistemas eléctricos con la intención de aprovechar mejor los recursos energéticos y su infraestructura. Con este propósito, desde 1985 se crearon organismos regionales, como el Consejo de Electrificación de América Central (CEAC), para promover la cooperación, la construcción de infraestructura, los intercambios de energía y la planificación conjunta. Las primeras interconexiones entre sistemas datan de 1976 con el enlace HondurasNicaragua, Nicaragua-Costa Rica en 1982, Costa Rica-Panamá y Guatemala-El Salvador en 1986. Más recientemente, en el 2002 se unieron El Salvador-Honduras. Costa Rica y Panamá completaron en el 2011 la construcción del Anillo de la Amistad, línea en circuito sencillo que une ambos países por la costa del Caribe, y forma un anillo con el sistema existente. Con la adopción del Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano, suscrito por los seis países de América Central a finales de la década pasada, la integración se refuerza. El proyecto del Sistema de Integración Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) está construyendo una nueva línea de transmisión, cuyos propietarios son las empresas eléctricas estatales de la región, más otros socios extra regionales1. Dada la poca capacidad de las interconexiones entre los países vecinos y la ausencia de un mercado organizado, en el pasado no existían las condiciones necesarias para depender de intercambios de energía entre países. Sin embargo, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC permitirá en el corto plazo intercambios del orden de 300 MW. En las secciones siguientes se presentan datos y estadísticas que describen el entorno centroamericano2. 2.1 Interconexiones regionales El sistema de transmisión de Centro América está conformado por los sistemas nacionales y las interconexiones de país a país. El voltaje de las interconexiones actuales es de 230 kV, aunque al interno de cada sistema se utilizan también tensiones de 138 kV, 115 kV y otros voltajes menores. La línea SIEPAC permitirá intercambios de potencia significativa y con mayor confiabilidad. En su primera etapa, se está construyendo un solo circuito sobre torres previstas para doble circuito. Con algunos refuerzos en los sistemas nacionales, se prevé que la capacidad de los intercambios será de 300 MW. Con una longitud total de 1 800 km, entrará en servicio a finales del 2012, a excepción del tramo Parrita-Palmar Norte, que se atrasó por problemas de adquisición de servidumbres. Un diagrama de la línea SIEPAC se muestra en la Figura 2-1. 1 Endesa de España, ISA de Colombia y CFE de México. Este capítulo se basa en la información del “Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación” y en los estudios regionales publicados por CEPAL. 2 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 10 Figura 2-1 Diagrama de la Línea SIEPAC Los datos más recientes sobre las capacidades actuales y futuras previstas de interconexión, así como las fechas de entrada de los enlaces se presentan en la Tabla 2-1.3 Tabla 2-1 Interconectores regionales Capacidades actuales y previstas de la interconexión 1/ Octubre 2011 Enlaces Fecha de CAPACIDAD X AÑO (MW) entrada PA <‐‐>CR CR<‐‐>NI NI<‐‐>HO HO<‐‐>ES HO<‐‐>GU ES<‐‐>GU CO<‐‐>PA SIEPAC I Circuito 2012 100/100 100/100 100/100 100/100 100/100 100/100 0/0 2013 150/150 150/150 150/150 150/150 150/150 150/150 0/0 2014 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 300/300 0/0 450/450 600/500 600/564 600/560 600/600 600/600 Colombia‐Panamá 1 2015 SIEPAC 2 Circuito 2020 300/300 Colombia‐Panamá 2 2020 600/600 1/ Usadas en los estudios del Grupo Trabajo de Planificación Indicativa Regional GTPIR. Octubre 2011. Además, desde el año 2010 está en operación el enlace entre Tapachula (México) y Los Brillantes (Guatemala). Esta línea de 103 km funciona a 400 kV sobre torres con capacidad para un segundo circuito. En su primera etapa, de un solo circuito, tiene capacidad para transportar 200 MW en la dirección norte-sur y 70 MW sur-norte. Actualmente está limitada a 120 MW hasta completar algunos refuerzos en el sistema regional. 3 Datos suministrados al GTPIR por Ing Fernando Montoya, los mismos fueron utilizados para los estudios recientes del EOR. La fuente primaria fue el GTSO. Octubre 2011. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 11 2.2 Situación económica y social de Centro América La región centroamericana, con 42.5 millones de habitantes, cubre un área de 509 000 km2. En la Tabla 2-2 se presenta algunos datos demográficos de la región. Tabla 2-2 Características de la región centroamericana Guatemala Honduras El Salvador Nicaragua Costa Rica Panamá Total Características demográficas de los países centroaméricanos. 2010 Población Indice Area Población Generación Densidad Generación per electrificación sin electricidad Anual Población Capita Anual hab/km 2 mill % miles km2 mill GWh kWh-año 14.4 85.3 109 2.11 7914 131.8 551 8.0 81.3 112 1.50 6722 71.8 835 6.2 91.2 21 0.54 5878 294.4 951 5.8 74.6 139 1.48 3403 41.8 585 4.6 99.2 51 0.04 9503 89.5 2083 3.5 90.1 77 0.35 7249 45.5 2068 42.5 85.8 509 6.02 40668 83.4 957 Fuente: Elaboración propia con datos de CEPAL. Estadisticas del Subsector Eléctrico 2010,cifras preliminares El consumo de energía eléctrica per cápita muestra grandes diferencia entre los países. El máximo consumo unitario es unas cuatro veces más alto que el consumo per cápita mínimo. Algo similar ocurre con el producto interno bruto, donde la relación es de unas cinco veces. Ver Figura 2-2. Figura 2-2 Producto Interno Bruto por país En las últimas dos décadas la mayoría de los países ha hecho avances importante en la electrificación rural. Esto ha permitido mejorar sensiblemente los índices de cobertura eléctrica, como se muestra en la Figura 2-3. No obstante este esfuerzo, todavía hay más de seis millones de centroamericanos que no tienen acceso al servicio eléctrico. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 12 Figura 2-3 Indices de electrificación 2.3 Comparación de la evolución de precios Durante los procesos de apertura de los mercados eléctricos en Centro América, a partir de la década de los años 90, el valor real (ajustado por inflación) del precio medio anual de la energía para clientes regulados aumentó, con la única excepción de Panamá, cuyas tarifas triplicaban la de sus vecinos y paulatinamente fueron bajando. En ese mismo período las tarifas en Costa Rica se mantuvieron prácticamente constantes4. En la Figura 2-4 se grafican los precios promedios sectoriales de la energía publicados por la CEPAL5, para el período 1995-2010, expresados en dólares corrientes. En Tabla 2-3 se presenta las tarifas vigentes a junio del 2011, según datos de CEPAL. 4 Evaluación de diez años de reforma en la industria eléctrica del istmo centroamericano. CEPAL, 2003. 5 CEPAL, Estadísticas del Subsector Eléctrico 2010. Cifras preliminares. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 13 Sector Industrial . 1995-2010 0.20 0.20 0.15 0.15 $/KWh 0.25 0.10 0.10 0.05 0.05 0.00 0.00 1995 2000 2005 1995 2010 Honduras Nicaragua Costa Rica Panama Guatemala El Salvador 2000 Hond Costa Rica 2005 Nicaragua Panama Sector Comercial. 1995-2010 0.35 0.30 0.25 $/KWh $/KWh Sector Residencial. 1995-2010 0.25 0.20 0.15 0.10 0.05 0.00 1995 2000 Honduras Costa Rica 2005 2010 Nicaragua Panama Figura 2-4 Comparación de precios de la electricidad 2010 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 14 Tabla 2-3 Precios de la electricidad Tomado de Cuadro 7 Centroamérica: tarifas vigentes al 30 de junio de cada año, 2010-2011, en Centroamérica: Estadísticas del Subsector Eléctrico, 2010. CEPAL. 2011 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 15 2.4 Mercados eléctricos en Centro América La región centroamericana ha experimentado reformas importantes en sus sectores eléctricos. Desde finales de la década de los ochenta la reestructuración eléctrica sustituyó el control centralizado de las empresas estatales verticalmente integradas por mercados liberalizados, particularmente en la actividad de generación. En Guatemala, El Salvador, Nicaragua y Panamá se hicieron profundos cambios en relativamente poco tiempo, en los segmentos de generación, transmisión y distribución, mientras que en Honduras y Costa Rica, la apertura se dio en forma limitada y sólo en el segmento de generación. En los cuatro países que reestructuraron su sector, funciona un mercado de generación. En Honduras, se creó un modelo de comprador único y en Costa Rica se abrió la participación privada para el desarrollo de fuentes renovables en plantas de capacidad limitada. El Tratado Marco del Mercado Eléctrico Centroamericano está concebido para crear un sétimo mercado, que convive superpuesto a los mercados internos particulares de cada país, y que respeta las diferencias que entre ellos existen. 2.5 Actividad comercial del mercado regional Las transacciones comerciales de los intercambios de energía están regidas por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional (MER). La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE), conformada con representantes de los organismos reguladores de cada país, actúa como regulador regional. El Ente Operador de la Red (EOR) se encarga de la operación y el despacho regional. Los intercambios se realizan entre los agentes habilitados por cada país ante el EOR. Por ley, en Costa Rica el único agente regional es el ICE. Todas las transacciones deben ser coordinadas con el Operador de Mercado (OM) de cada país y comunicadas con anticipación al EOR, que verifica la factibilidad técnica y comercial de los intercambios. Hechos los ajustes, el EOR coordina con los OM el pre-despacho del día siguiente. Los intercambios registrados en el MER se muestran en la Figura 2-5 donde se registra el volumen total de exportaciones. Los niveles actuales de intercambio representan menos del 0.9% de la generación total de la región. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 16 Figura 2-5 Volumen de intercambios en la región centroamericana 2.6 Evolución de los sistemas de generación En la Figura 2-6 se muestra la demanda de potencia para el período de 1990-2010 en la región centroamericana. 1600 Demanda Máxima de Potencia . Período 1990-2010 MW 1200 800 400 0 1990 1995 2000 2005 2010 Costa Rica El Salvador Guatemala Honduras Nicaragua Panamá Figura 2-6 Demanda máxima de potencia en Centro América En la Tabla 2-4 se muestra la generación histórica de ese período. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 17 Tabla 2-4 Generación histórica en Centro América 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Total 14175 19455 26955 28023 29712 31307 32960 34504 36380 38229 39145 39545 40668 Generación Eléctrica en Centro América Período 1990‐2010 Hidro Geo Vapor Diesel Gas Carbón Cogener Eólica 12166 748 1014 17 231 0 0 0 11469 1159 1870 2168 2661 0 127 0 15418 1999 1134 6351 591 558 722 183 13715 2242 2273 7741 384 848 635 186 14463 2341 1876 8581 475 943 774 259 14530 2503 2047 9864 440 892 801 230 16062 2504 1733 10295 193 1030 888 255 17050 2462 1611 10601 347 979 1251 204 17791 2636 1968 10789 558 1011 1356 274 17750 2976 2237 11649 738 1038 1602 241 19828 3113 1946 10893 535 1054 1577 198 18660 3150 1925 12419 383 723 1849 436 20974 3131 1582 11129 475 1082 1776 519 Fuente: CEPAL. Estadisticas del Subsector Eléctrico 2010. Cifras Preliminares al 2010 Hace dos décadas, la principal fuente de generación era la hidroeléctrica. Más recientemente, la región ha recurrido a los combustibles fósiles para atender sus crecientes demandas eléctricas. La participación de las energías renovables cayó en la década de los años 90, de un 90% a un 65%, mientras que la dependencia del petróleo subió hasta un 40%, tal como se muestra en la Figura 2-7. Generación Eléctrica en Centro Amércia. Período 1990-2010 100% 80% 60% 40% 20% 0% 1990 1995 Hidro 2000 Otras Renov 2005 Petròleo 2010 Carbòn Figura 2-7 Fuentes de generación usadas en Centro América Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 18 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 19 3 POLITICA Y ORGANIZACION DEL SISTEMA DE GENERACION 3.1 Política Energética Nacional El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense con el mandato legal de proveer la energía eléctrica que la sociedad requiera para su desarrollo. El Decreto-Ley No.449 que crea al ICE en 1949, establece que la gestión técnica, los programas de trabajo, las obras y proyectos que emprenda son su responsabilidad y no dependen de ningún otro órgano del Estado. Sin menoscabo de lo anterior, el ICE armoniza sus esfuerzos con el resto del Sector Energético del país, cuyo ente rector es el Ministerio de Ambiente, Energía y Telecomunicaciones. Los planes de desarrollo eléctrico del país son elaborados por el ICE en conformidad con las políticas y lineamientos generales del Plan Nacional de Desarrollo (PND)6 y del Plan Nacional de Energía (PNE)7. 3.1.1 Plan Nacional de Desarrollo La política energética del anterior Plan Nacional de Desarrollo (PND) “Jorge Manuel Dengo”, período 2006-2010, en el tema de la energía eléctrica, está contenido en el Capítulo 4, titulado “Eje de política Ambiental, Energética y de Telecomunicaciones”. En la Sección 2 “Los Grandes Desafíos”, se propone reducir la dependencia de combustibles importados, aprovechar mejor las fuentes de energía renovable del país y llegar a producir el 100% de la electricidad a partir de fuentes de energía renovables. La Sección 3, “Visión del Eje y Metas Sectoriales”, en lo que se refiere a suministro de energía y uso de hidrocarburos, dice textualmente: “Mejorar tecnológicamente y restablecer los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía, reduciendo el uso de hidrocarburos en la producción de energía eléctrica, y sentando las bases para ser, en el año 2021, el primer país del mundo que produzca el 100% de la electricidad que consume a partir de fuentes renovables de energía.” Por último, en la Sección 4 “Acciones Estratégicas”, se expone el “Programa de mejora tecnológica y restablecimiento de los niveles de confiabilidad, calidad y seguridad en el suministro de energía”, que en lo relativo a generación eléctrica plantea: “Se ampliará la capacidad en plantas de generación de energía en operación, a partir de fuentes renovables, en 369,3 Mega Watts (MW) y se instalarán 205 paneles solares” 6 Plan Nacional de Desarrollo María Teresa Obregón Zamora, 2011-2014. Ministerio de Planificación, 2010. 7 V Plan Nacional de Energía 2008-2021. Ministerio de Ambiente y Energía, DSE, marzo 2008. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 20 Adicionalmente, en el PND se propone modificar las leyes de la industria eléctrica, para que entre otras reformas, se facilite la participación de inversionistas privados en el sector de la generación eléctrica. El actual Plan Nacional de Desarrollo refuerza la posición política del país en los temas de carbono-neutralidad y uso de fuentes renovables de energía. 3.1.2 Plan Nacional de Energía El V Plan Nacional de Energía (PNE) está estructurado en los siguientes términos: “Visión Hacia 2021 Costa Rica dispone de un suministro energético confiable y en armonía con la naturaleza, enfatizando en fuentes renovables autóctonas, haciendo un uso eficiente de los recursos en la oferta y como en la demanda), promoviendo el desarrollo de la infraestructura necesaria, la constante investigación e innovación de las instituciones y empresas así como la más alta productividad del capital humano del sector.” “Ejes claves El alcance de los objetivos contenidos en este Plan Nacional de Energía se daría por medio de esfuerzos coordinados en dos (sic.) sentidos claves que deben ser desarrollados armónicamente: Aumento sostenido y oportuno de la oferta, mediante el uso de fuentes autóctonas de energía. Reducción sostenida y relativa de la demanda, a través del uso eficiente y racional de la energía. Desarrollo de una infraestructura robusta y eficiente, para garantizar la producción local y el suministro de la energía en los centros de consumo.” “Principios y Valores Para apuntalar los ejes claves antes descritos, es necesario que ciertos objetivos y acciones estratégicos sean presupuestados y ejecutados cabalmente, tales como: Abastecimiento energético a costo razonable, suficiente y oportuno. El uso de fuentes autóctonas de energía. Un sector energético modernizado y robusto. Visión inclusiva, universal, solidaria y competitiva internacionalmente. Esfuerzo cooperativo entre los sectores público y privado.” Los cinco objetivos estratégicos del PNE son: Modernizar y fortalecer integralmente el Sector Energético, por medio de un marco legal actualizado y eficaz. Estimular el desarrollo sostenible del Sector Energético mediante la justificada apertura gradual, selectiva y regulada del mercado. Asegurar el abastecimiento energético de manera sostenible minimizando la vulnerabilidad y dependencia externa. Incrementar la diversificación de la oferta energética. Impulsar un consumo energético eficiente. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 21 El documento “Hacia un nuevo modelo energético para nuestro país”8, del MINAET, refuerza nuevamente los objetivos generales de los planes nacionales de energía anteriores. El Plan de Expansión del ICE es consistente con los objetivos de este modelo. 3.2 Políticas del sistema de generación del ICE La política del ICE para el desarrollo del sistema de generación, está enmarcada dentro de los lineamientos establecidos en las políticas nacionales sobre energía. La planificación de la expansión del sistema de generación pone especial énfasis en los siguientes seis aspectos: Ambiente y Desarrollo La consideración cuidadosa de los impactos ambientales y sociales debe estar integrada con el planeamiento y diseño de cada uno de los proyectos de generación propuestos para el plan. Se busca un desarrollo eléctrico que minimice los impactos negativos y potencie los positivos, procurando su sostenibilidad. Dependencia del Petróleo Aunque el uso de combustibles fósiles en el sistema eléctrico costarricense es extraordinariamente bajo, se busca disminuir aún más la dependencia de los derivados del petróleo, dada la volatilidad de los precios y la incertidumbre de su evolución futura. Fuentes Renovables Las fuentes renovables cumplen la doble función de reducir la dependencia del petróleo y de permitir un desarrollo limpio y sustentable. Se busca además la diversificación de las fuentes, para reducir la vulnerabilidad a las variaciones naturales de los recursos renovables. Mercado Eléctrico Regional El Mercado Eléctrico Regional amplía las opciones del sistema eléctrico nacional. Se busca fomentar el crecimiento del MER a través de la participación activa del país. Inversiones en Generación El crecimiento del sistema de generación demanda gran cantidad de recursos. Se desea desarrollar alianzas y oportunidades para que empresas distribuidoras y el sector privado puedan invertir en nuevas obras de generación, en un esquema cooperativo de inversión pública y privada. Costo de la Energía El sistema de generación deberá satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país, en calidad y cantidad, al menor costo posible. En lo relativo a fuentes nuevas y no convencionales también se aplican las políticas de largo plazo del sector energía9. 8 Hacia un nuevo modelo energético de nuestro país. MINAET, julio 2010 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 22 3.3 Plan de Expansión de la Generación El Plan de Expansión de la Generación (PEG) es el marco de referencia para los principales propósitos de planeamiento, de mediano y largo plazo, de los participantes en el sector eléctrico del país. El PEG sintetiza las estrategias de desarrollo eléctrico, las posibilidades de las diferentes opciones tecnológicas y las necesidades de recursos en el futuro. Este marco de referencia es necesario para unificar una base común de partida para todos los participantes en el sector energético, en temas tan amplios como determinación de inversiones, definición de estrategias de desarrollo, fijación de tarifas o estudios de mercado. 3.4 Organización El sistema de generación está organizado como un servicio público regulado, donde el ICE es el responsable, por mandato legal, de procurar la satisfacción de las necesidades de energía eléctrica que el desarrollo del país demande. El ICE es una institución autónoma del Estado costarricense, verticalmente integrada en generación, transmisión y distribución. Además de poseer la mayor capacidad en plantas generadoras, maneja la red de transmisión y distribuye cerca del 40% de la energía eléctrica. También es la propietaria de la empresa distribuidora más grande del país, la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL). En la actividad de generación participan otras empresas. La generación privada o independiente, a través de contratos de largo plazo, provee de energía al sistema de generación del ICE, mientras que cinco de las otras siete distribuidoras tienen plantas de generación para abastecer parte de la demanda de sus clientes. El ICE participa como único agente del sistema costarricense en el Mercado Eléctrico Regional. La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) vela por la calidad y el precio de los servicios públicos prestados por el ICE y las demás empresas del sector eléctrico. 9 Plan de Desarrollo de Fuentes Nuevas de Generación Renovables y no convencionales. Período 2004-2008. CENPE. Octubre 2003. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 23 4 DESCRIPCION DEL SISTEMA ELECTRICO 4.1 Sistema Eléctrico Nacional El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) está conformado por los Sistemas de Generación, Transmisión y Distribución. Todos los elementos del SEN están completamente interconectados en un solo sistema de transmisión. 4.1.1 Sistema de Generación La generación de electricidad en Costa Rica la realizan cinco empresas de servicio público y 32 generadores privados10. Las empresas de servicio público que tienen generación son: el ICE; la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL, subsidiaria del ICE); la Junta Administradora del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), la Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), la Cooperativa de Electrificación de San Carlos (COOPELESCA), la Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste (COOPEGUANACASTE) y la Cooperativa de Electrificación Rural Los Santos (Coopesantos R.L.). El sistema eléctrico a diciembre del 2011 tenía una capacidad instalada efectiva11 de 2 590 MW, de los cuales un 65 % corresponde a plantas hidroeléctricas, un 21% a plantas térmicas, un 8% a plantas geotérmicas, un 5% a plantas eólicas y un 1% a biomasa. De la capacidad instalada, el ICE opera un 77% con plantas propias y un 14% con plantas contratadas a generadores privados independientes. Las empresas distribuidoras operan plantas que alcanzan el 9% de la capacidad instalada. La máxima demanda registrada en el año 2011 fue de 1 545 MW y se dio en el mes de marzo12. En el año 2011, el SEN generó 9 760 GWh, experimentando un incremento del 2.7% con relación al 2010. El ICE contribuyó a la generación total con un 75%, los generadores privados con 16% y el restante 9% fue producido por las empresas distribuidoras. El consumo nacional fue 9 723 GWh, un 2.0% más de lo demandado durante el 2010. La Figura 4-1 muestra el porcentaje de la capacidad instalada y la generación del año 2011 para cada fuente de producción. 10 En operación comercial al 31 de diciembre 2011. Potencia efectiva se entiende como la potencia máxima continua que la planta puede aportar. Es muy similar a los valores de placa en el caso de plantas hidroeléctricas, pero menor en el caso de las plantas térmicas, por la degradación que sufren con los años. 12 Tomado http://sabcence04/intranet/Pages/index.aspx del CENCE. La información disponible de generación del 2011 es preliminar 11 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 24 Figura 4-1 Capacidad instalada y generación por fuente energética La Figura 4-2 muestra el porcentaje histórico de uso de las diferentes fuentes para generación eléctrica en Costa Rica. Se observa como durante los primeros años de la década de los 80, luego de la construcción del complejo Arenal, prácticamente no se utilizó generación térmica. Posteriormente, su uso se incrementó hasta alcanzar un máximo del 17.4% en al año 1994, debido en parte a una fuerte sequía. Durante los últimos años, gracias a la contribución de la generación geotérmica, y en menor medida de la eólica, así como a condiciones hidrológicas relativamente favorables, ha sido posible disminuir a niveles mínimos el uso de la generación térmica. En el año 2011 la producción térmica alcanzó los 863 GWh, apenas un 9% de la producción nacional. Generación Histórica por Fuente Hidro Geot Eólic Biom Térm Figura 4-2 Generación histórica por fuente 2010 2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 1982 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 25 4.1.2 Sistema de Transmisión El Sistema de Transmisión se extiende desde Peñas Blancas (frontera con Nicaragua) hasta Paso Canoas (frontera con Panamá) y desde Puerto Limón en el Atlántico hasta Santa Cruz, en la Península de Nicoya. Actualmente dispone de un total de 1 083 km de líneas de transmisión de 230 kV y 727 km de 138 kV. El sistema se interconectó por primera vez con Nicaragua en 1982 y con Panamá en 1986. En el 2011 se conectó el circuito del Anillo de la Amistad. La capacidad total de transformación de las 41 subestaciones del sistema asciende a 7 606 MVA, con 2 633 MVA de capacidad elevadora, 3 494 MVA de capacidad reductora, 1 399 MVA de auto transformación y 80 MVA en reactores. Desde 1996 el Sistema Nacional Interconectado (SNI) abarca el 100% del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y desaparecieron los sistemas de distribución aislados13. En la Figura 4-3 se muestra un mapa con la configuración del Sistema de Transmisión. Figura 4-3 Sistema de transmisión 13 Temporalmente Isla Damas fue atendida en forma aislada con una planta diesel de 150 kW, de 1997 a 1998, debido a que el mar destruyó el enlace de la línea de distribución. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 26 4.1.3 Sistema de Distribución La distribución y comercialización de energía eléctrica en Costa Rica es responsabilidad de ocho empresas de servicio público. Estas empresas son el ICE y su subsidiaria Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), dos empresas municipales, Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH) y Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago (JASEC), y las cooperativas de electrificación rural de Guanacaste, San Carlos, Los Santos y Alfaro Ruiz (COOPEGUANACASTE, COOPELESCA, COOPESANTOS Y COOPEALFARO, respectivamente). En la Figura 4-4 se muestra la participación14 de cada empresa en el sistema nacional. Figura 4-4 Energía distribuida en el año 2010 En la Figura 4-5 se indica el área de servicio de cada una de las empresas distribuidoras. 4.1.4 Despacho de energía La operación del Sistema Eléctrico es centralizada bajo la responsabilidad del Centro de Control de Energía del ICE. El funcionamiento del Sistema de Generación y el de Transmisión deben estar dentro de los parámetros de calidad y seguridad preestablecidos. Las empresas distribuidoras despachan sus plantas propias. El resto de las unidades generadoras son despachadas por el Centro de Control. Todas las unidades generadoras conectadas al SEN están sujetas a las órdenes del Centro de Control en lo relativo a aspectos de calidad y seguridad. 14 Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2010. Dirección Gestión Tarifaria. 2011. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 27 Figura 4-5 Areas de concesión de servicio de las distribuidoras 4.2 Cobertura eléctrica El grado de cobertura es un índice que muestra el acceso de la población al servicio eléctrico. Se calcula como el cociente de las viviendas con acceso a redes eléctricas entre el total de viviendas. La evolución de la cobertura se muestra en la Figura 4-6. Actualmente15 la cobertura es del 99.28%. Todas las empresas distribuidoras del país, que en conjunto alcanzan la cobertura indicada, están servidas por el Sistema de Transmisión o por circuitos del sistema de distribución del ICE. 15 Costa Rica: porcentaje de cobertura eléctrica. Estimado a mayo 2011. CENPE. Junio 2011. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 28 Figura 4-6 Evolución de la cobertura eléctrica 4.3 Ventas de energía eléctrica Las ventas de energía de las empresas distribuidoras16 a sus clientes totalizaron 8 485 GWh en el año 2010. La demanda relativa de cada uno de los sectores de consumo se indica en la Figura 4-7. Figura 4-7 Energía demandada por sector de consumo El sector residencial, que al final de la década de los 80 consumía casi la mitad de la energía de las empresas distribuidoras, en el 2010 representó sólo el 40% de las ventas. En el sector residencial es común la utilización de electricidad para cocción de alimentos. Actualmente el Sistema de Generación tiene seis clientes industriales de Alta Tensión, directamente conectados al Sistema de Transmisión, que no son atendidos por empresas distribuidoras. Su consumo es un 3% de demanda total del SEN. 16 Costa Rica: Informe anual de las variables relacionadas con el consumo de energía eléctrica 2010. Dirección Gestión Tarifaria. Febrero 2011. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 29 4.4 Servicio en zonas remotas fuera de la red En zonas remotas no cubiertas por las redes de las empresas de distribución, el ICE ha instalado paneles solares y otros sistemas pequeños de generación para atender necesidades elementales de energía en casas y pequeños caseríos. Mediante el Programa de Electrificación Rural con Fuentes de Energía Renovable, desde 1998 hasta abril del 2009, el ICE ha dotado a 1 072 hogares, 346 centros comunales y 82 áreas silvestres con un total de 1 500 paneles, que alcanzan una capacidad pico de 140 KW, ubicados según se muestra en la Figura 4-8. Figura 4-8 Ubicación de localidades con equipos aislados Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 30 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 31 5 CARACTERISTICAS GENERALES DE LA DEMANDA ELECTRICA 5.1 El sector electricidad y la demanda total de energía La electricidad suple cerca de la quinta parte de las necesidades finales de energía del país17. De los 150 000 terajulios18 (TJ) que consumió el país en el año 2009, el 19% fue cubierto con electricidad, mientras que los combustibles fósiles se usaron para suplir el 53% de la demanda final de energía. La biomasa residual de los procesos agroindustriales, como el bagazo y la cascarilla del café, aportó un 18%. La participación de la leña, que es una fuente no comercial de energía, llegó al 10%. El sector que consume más energía es el de transporte, que demanda casi la mitad de la energía total, seguido por el industrial con una demanda de 26 % y el residencial con una demanda de 17 %. La demanda relativa de cada sector se muestra en la Figura 5-1. Figura 5-1 Consumo de energía en Costa Rica. Año 2009 Como puede verse en la Figura 5-2 el sector transporte depende en un 100% de los hidrocarburos. El sector industrial también usa intensivamente los combustibles fósiles, que cubren el 30% de sus necesidades. El 48% de la energía consumida por el sector industria proviene de residuos vegetales o biomásicos, este porcentaje corresponde al consumo de la agroindustria alimenticia que está contenida dentro del sector industria. La electricidad es usada ampliamente por el sector residencial y comercial, aunque la leña todavía tiene una participación muy importante en los hogares rurales, fundamentalmente para la cocción. En el sector industrial la electricidad suple el 14% de la energía requerida mientras que en el sector agropecuario suple el 34%, principalmente para fuerza motriz e iluminación, mientras que los hidrocarburos se usan para la generación de calor y vapor. 17 18 Datos del Balance Energético Nacional 2009. DSE. Setiembre 2010 Un Terajulio es igual a 1012 julios, y equivale a 277 778 kWh Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 32 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Leña Electricidad Fósiles Agropecuario Residencial Industria Comercio y Servicios Otra Biomasa Transporte TJ x 103 Consumo por Sector y fuente Figura 5-2 Consumo por sector y fuente energética 5.2 Evolución de la demanda eléctrica Desde 1990 hasta 2007, la demanda eléctrica creció a un ritmo anual promedio del 5%. A partir del 2008 la tasa de crecimiento se redujo y llegó a ser negativa en el 2009, producto de la desaceleración económica del país debido a los efectos de la crisis económica mundial. Al 2011 persisten estas condiciones deprimidas de crecimiento, como se ilustra en la Figura 5-3. 10 000 10% 8 000 8% 6 000 6% 4 000 4% 2 000 2% 0 0% %Crecim 2010 2008 2006 2004 2002 2000 1998 1996 1994 1992 1990 1988 1986 1984 ‐2% 1982 ‐2 000 %Crecim Anual GWh Crecimiento demanda de generación GWh Figura 5-3 Demanda histórica de generación eléctrica 5.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda La demanda eléctrica agregada de todo el país tiene un patrón horario muy marcado y una ligera tendencia estacional. Las curvas de carga horarias también tienen un patrón semanal, donde los días laborales de lunes a viernes presentan una demanda mayor que los sábados y domingos. Durante la Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 33 mañana la demanda va creciendo hasta alcanzar un primer pico cerca del mediodía, seguido de un segundo pico más fuerte al anochecer, separados por un altiplano que cada año tiende a elevarse. Con el crecimiento del mercado, también ha mejorado el factor de carga del sistema. Es natural que conforme aumenta el tamaño y la diversidad de la demanda, las curvas de carga tiendan a achatarse. A inicios de los años 80, el factor de carga era inferior al 60%, mientras que para el año 2011 alcanza el 71.8 %. En la Figura 5-4 se presenta la curva para días laborables del 2007 y se compara con curvas de los años 1997, 2000, 2001, 2002 y 2003. Demanda promedio Lunes-Viernes 100% 1997 2000 % máximo 90% 80% 2001 70% 60% 2002 2003 50% 2007 40% 0 3 6 9 12 15 18 21 24 hora Figura 5-4 Demanda promedio día laboral Estacionalmente, en el verano se presenta una demanda de energía y de potencia ligeramente mayor entre marzo y abril, seguida de una depresión entre junio y julio, para luego llegar al máximo anual en noviembre y diciembre. En la Figura 5-5 se ilustra la demanda del 2007 en períodos mensuales. Se indica con un punto el promedio de los meses de enero y de diciembre si se descarta la primera y la última bisemana del año, afectadas por los días no laborables de esa época. El mes de abril muestra una depresión debida a Semana Santa19. Demanda Media Mensual, año 2007 1200 Del 13 al 31 enero Del 1 al 19 diciembre 1100 MW 1000 900 800 700 600 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Figura 5-5 Comportamiento estacional de la demanda 19 Caracterización de la curva de carga del sistema, año 2007. CENPE, agosto 2008 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 34 La curva de carga también muestra un adelanto de media hora del pico de la tarde en el último trimestre del año, como se indica en la Figura 5-6 Demanda promedio de lunes a viernes 2007 1 500 ene 1 400 feb 1 300 mar MW abr 1 200 may 1 100 jun jul 1 000 ago sep 900 oct 800 nov dic 700 año 600 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Hora Figura 5-6 Comparación de las curvas de carga promedio mensuales En el modelo de simulación para definir y analizar el PEG utilizado, las curvas horarias se representan con una curva monótona de cinco bloques de demanda por mes. El porcentaje de la duración mensual de los bloques es 2.60%, 14.80%, 30.55%, 29.45% y 22.60%. Los primeros dos bloques se asocian con el período tarifario de punta, los bloques 3 y 4 con la media-punta y el último bloque con la demanda de fuera de punta. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 35 6 PROYECCIONES DE DEMANDA 6.1 Metodología usada en la proyección Las proyecciones de la demanda eléctrica20 utilizadas para elaborar el presente estudio del plan de expansión se calcularon utilizando un modelo econométrico. En el modelo econométrico, para cada sector de consumo, se determina cuáles variables explican estadísticamente el comportamiento de la demanda. Los parámetros económicos más relevantes para la proyección de la demanda son el precio de la energía, el Valor Agregado Comercial Ampliado (VACA), el Valor Agregado Industrial (VAI) y Valor Agregado Industrial Ampliado (VAIA). En el sector residencial y de alumbrado público el parámetro relevante es el número de clientes. En la Tabla 6-1 se indica cuáles variables explicativas se utilizan para la proyección de cada sector de consumo. Tabla 6-1 Variables usadas para el pronóstico de la demanda SECTORES VARIABLES Grandes Industrial EXPLICATIVAS Residencial General Industrias Menor Residencial Total SEN Residencial General Industrial VAI Variables VAIA económicas VACA Número de clientes Precio medio de venta Alumbrado público X X X X X X X X Con estas variables y los modelos desarrollados para el cálculo de proyecciones, se obtienen las proyecciones de ventas de energía del sistema a clientes finales. Utilizando un factor de pérdidas se calcula la demanda de generación, y a través del factor de carga, se estima la potencia máxima del sistema. Ambos factores se suponen constantes en todo el horizonte de la proyección y los escenarios de crecimiento. Los tres escenarios de demanda se construyen variando las hipótesis de las variables econométricas y del precio de la energía. Los escenarios obtenidos se grafican en la Figura 6-1. 20 Costa Rica: Proyecciones de la demanda eléctrica 2011-2033. CENPE. Mayo 2011. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 36 Proyecciones de Demanda 35 000 30 000 GWh 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 2008 2010 2012 2014 2016 2018 Medio 2020 Bajo 2022 2024 2026 2028 2030 Alto Figura 6-1 Proyección de la demanda 6.2 Proyección del máximo crecimiento previsible Un plan de expansión se diseña con suficiente robustez para que pueda atender la demanda máxima previsible en el corto plazo, sin comprometer la confiabilidad del suministro eléctrico. El máximo crecimiento previsible en el corto plazo puede ser mayor que los escenarios econométricos, por dos razones principales: La tendencia de crecimiento real que se presentará en el futuro siempre tendrá desviaciones con respecto a cualquier proyección que se realice, dada la inevitable incertidumbre de prever acontecimientos futuros. Los escenarios econométricos utilizados para proyectar las demandas futuras suponen un crecimiento ajustado a una curva suave que representa la tendencia de largo plazo. En la realidad, la demanda exhibe fluctuaciones con respecto a su crecimiento medio, con períodos de rápido crecimiento y otros de desarrollo más pausado. Para estimar esta demanda máxima previsible a partir de las proyecciones econométricas, se ha establecido como criterio utilizar un escenario denominado “Base-Modificado”. Este escenario se construye aumentando un 2% la demanda base del primer año proyectado, un 3% la del segundo y un 4% las demandas del tercero al quinto año, y tomando el valor que sea mayor entre estos y el escenario alto. Por último, entre el sexto y el octavo año se hace una transición lineal hasta alcanzar el valor del escenario base. No es necesario imponer esta condición más allá del corto plazo, porque siempre será posible hacer ajustes oportunos en las sucesivas revisiones del plan. Las proyecciones usadas para el cálculo de la instalación del plan de expansión21 son las indicadas en la Tabla 6-2 y Figura 6-2. 21 Al momento de realizar los análisis del plan la demanda del año 2011 se basó en la proyección disponible. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 37 Tabla 6-2 Escenarios de demanda Año Generación, GWh 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 Potencia, MW Base Base Mod Bajo Alto Base Base Mod Bajo Alto 9 343 9 253 9 533 9 798 10 088 10 605 11 152 11 731 12 345 12 999 13 693 14 430 15 212 15 943 16 646 17 381 18 149 18 950 19 785 20 654 21 560 22 505 23 489 24 515 25 585 26 702 9 343 9 253 9 533 9 994 10 441 11 132 11 877 12 682 13 019 13 356 13 693 14 430 15 212 15 943 16 646 17 381 18 149 18 950 19 785 20 654 21 560 22 505 23 489 24 515 25 585 26 702 9 343 9 253 9 533 9 724 10 016 10 309 10 610 10 921 11 244 11 578 11 924 12 282 12 652 13 166 13 712 14 281 14 873 15 488 16 128 16 793 17 483 18 200 18 945 19 720 20 525 21 363 9 343 9 253 9 533 9 947 10 441 11 132 11 877 12 682 13 554 14 500 15 526 16 639 17 845 18 742 19 583 20 463 21 384 22 347 23 351 24 400 25 494 26 636 27 829 29 073 30 373 31 731 1 526 1 497 1 536 1 598 1 645 1 729 1 819 1 913 2 013 2 120 2 233 2 353 2 481 2 600 2 715 2 835 2 960 3 090 3 226 3 368 3 516 3 670 3 831 3 998 4 172 4 354 1 526 1 497 1 536 1 630 1 703 1 815 1 937 2 068 2 123 2 178 2 233 2 353 2 481 2 600 2 715 2 835 2 960 3 090 3 226 3 368 3 516 3 670 3 831 3 998 4 172 4 354 1 526 1 497 1 536 1 586 1 633 1 681 1 730 1 781 1 834 1 888 1 945 2 003 2 063 2 147 2 236 2 329 2 425 2 526 2 630 2 739 2 851 2 968 3 090 3 216 3 347 3 484 1 526 1 497 1 536 1 622 1 703 1 815 1 937 2 068 2 210 2 365 2 532 2 713 2 910 3 056 3 194 3 337 3 487 3 644 3 808 3 979 4 158 4 344 4 538 4 741 4 953 5 175 Proyecciones de Demanda 14 000 13 500 13 000 12 500 Alto GWh 12 000 Bajo 11 500 Base Mod 11 000 Base 10 500 10 000 9 500 9 000 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Figura 6-2 Detalle de las proyecciones para el corto plazo Este escenario Base-Modificado presenta un crecimiento fuerte de la demanda en el futuro cercano. Supone que luego de dos años de recuperación, a partir del 2013 el crecimiento supera tasas del 6.6%. Ver Figura 6-3. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 38 Demanda histórica y proyectada 14 000 8% 10 000 6% 8 000 4% 6 000 2% 4 000 0% 2 000 ‐2% 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 GWh 12 000 Proy %Crecim Anual 10% Histórico %Crecim GWh Figura 6-3 Demanda histórica y proyectada 6.3 Impacto de la crisis económica mundial en la demanda Actualmente la actividad económica del país está recuperándose lentamente de la desaceleración que sufrió por la crisis económica mundial. La demanda eléctrica no escapa a esta situación transitoria, y desde el año 2008 el crecimiento de la demanda exhibe un patrón atípico e irregular. Al comparar el comportamiento de la demanda mensual de los últimos años, se observa que desde el año 2008 hay un comportamiento estacional atípico, como se ilustra en la Figura 6-4. Potencia media mensual 1 150 2005 1 100 2006 1 050 MW 2007 2008 1 000 2009 2010 950 2011 900 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Figura 6-4 Demanda media mensual Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 39 7 RECURSOS ENERGETICOS 7.1 Recursos Renovables De los recursos renovables económicamente explotables con que cuenta nuestro país, el hidráulico es el más abundante. Un segundo lugar, mucho menor, es compartido por la geotermia y la energía eólica. La biomasa del bagazo presenta condiciones interesantes en cuanto a cantidad y condiciones de aprovechamiento que la sitúan en un cuarto lugar de potencial aprovechable. El potencial energético de cada una de las fuentes22 se muestra en la Tabla 7-1. Tabla 7-1 Potencial energético local Fuente Hidroeléctrico Geotérmico Eólico Biomasa Total Potencial Identificado (incluye el instalado) MW 6 474 257 274 95 7 100 Capacidad Instalada % Instalado MW 1 692 195 129 39 2 053 26% 76% 47% 41% 29% 7.1.1 Hidroelectricidad El potencial identificado incluye cerca de 1 700 MW de proyectos hidroeléctricos que parcial o totalmente afectan reservas indígenas. No existe un impedimento legal para la eventual ejecución de algunos de estos proyectos; sin embargo, es previsible que las complejidades adicionales, impuestas por las negociaciones y acuerdos con comunidades indígenas, impliquen que una parte de este potencial no pueda ser aprovechado. Otros 780 MW se ubican en parques nacionales, donde la ley no permite ningún tipo de explotación. Si a lo anterior se agregan dificultades técnicas, geológicas y ambientales particulares que usualmente se presentan en los proyectos cuando se estudian en etapas más avanzadas, 22 Capacidad efectiva instalada a diciembre 2011. Potencial geotérmico tomado de “Evaluación del Potencial Geotérmico de Costa Rica”, ICE, 1991. Potencial Eólico tomado de “Non-conventional Energy Sources”, Electrowatt Eng. Services, 1985. Potencial Identificado: Se refiere a la suma de proyectos identificados y para los cuales existe algún tipo de evaluación al menos preliminar; incluye la capacidad ya instalada. El potencial identificado hidroeléctrico es tomado de evaluación realizada por Tecnologías de Generación, CENPE, 2009, e incluye los proyectos del ICE, de otras empresas distribuidoras, así como la cartera de proyectos privados con elegibilidades. El potencial identificado eólico corresponde a proyectos presentados por empresas privadas, empresas distribuidoras y el ICE. El potencial identificado de biomasa según “Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica”, Dirección Sectorial de Energía, mayo 2007. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 40 fácilmente se podría llegar a una cifra de un 50% de dichos recursos naturales renovables ya explotados. 7.1.2 Geotermia A pesar de existir zonas promisorias que pueden aumentar el potencial identificado, muchas de las mismas se ubican en las cordilleras volcánicas Central y de Guanacaste, en donde se han establecido parques nacionales que impiden su utilización. 7.1.3 Eólico El país fue el pionero de la energía eólica de toda Latinoamérica. Desde el año 1996 el país disfruta de los beneficios de la energía eólica y actualmente la energía del viento cubre cerca de un 4% de las necesidades del país. La estacionalidad del viento se complementa con la producción hidroeléctrica, puesto que los vientos más fuertes se presentan en la época seca. Aunque el potencial aprovechable es muy interesante, la intermitencia característica del viento impide aumentar significativamente su participación sin crear respaldos importantes en el sistema. Se ha determinado que la mejor manera es aumentar en forma gradual la penetración eólica, para controlar y compensar los efectos secundarios que provoca en el sistema. 7.1.4 Biomasa del bagazo Otra fuente interesante la constituye el bagazo. Los ingenios cuentan con equipos propios de generación y están en capacidad de producir un excedente de energía por encima de sus necesidades a un bajo costo. La estacionalidad del cultivo de la caña de azúcar se complementa muy bien con la estacionalidad de las plantas hidroeléctricas. Realizando inversiones en equipo nuevo de generación y en los procesos de los ingenios, es posible obtener un incremento sustancial de los excedentes, a un costo muy competitivo. 7.1.5 Biocombustibles Los biocombustibles pueden llegar a convertirse en una fuente adicional de energía de magnitud significativa en los próximos años. Mezclas de diésel con un 5%-20% de biodiésel pueden ser utilizadas en cualquiera de las plantas térmicas del país, sin necesidad de ajustes o reconversiones mayores. Todavía no existe infraestructura de producción nacional de gran escala ni tampoco hay cadenas de almacenamiento y distribución. Pequeñas cantidades se están utilizando experimentalmente en plantas térmicas del ICE para medir su desempeño, particularmente en lo relativo a emisiones. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 41 Otros biocombustibles, como el aceite crudo de palma africana, podrían ser utilizados en motores de combustión interna si las consideraciones económicas fueran favorables para vencer el precio del búnker. El etanol, que se utiliza en mezclas con gasolina para uso en automóviles, no resulta económico para la generación eléctrica. Para cumplir la meta energética de eliminar la dependencia de combustibles fósiles importados, se deberá recurrir a los biocombustibles para alimentar la generación térmica. 7.1.6 Otras fuentes renovables y no convencionales Otras fuentes, también llamadas “fuentes renovables nuevas”, como la solar y la biomasa (aparte del uso de bagazo), tienen aún limitaciones tecnológicas y económicas, que únicamente permiten considerarlas en pequeña escala o para aplicaciones especiales. Las tecnologías para hacer generación distribuida, como la que utiliza celdas de combustible alimentadas con gas natural, todavía son demasiado caras, y las basadas en hidrógeno requieren aun mayor desarrollo. En general, se puede afirmar que estas fuentes y tecnologías irán bajando de costo y mejorando sus características, pero en el horizonte de decisiones del presente plan de expansión no se pronostica que alcancen una participación importante en comparación a las demás fuentes con recursos renovables convencionales. No obstante lo anterior, se monitorea el avance a nivel mundial de estas potenciales opciones, para incorporarlas en los futuros planes conforme se vuelvan factibles. 7.1.7 Cambio climático y vulnerabilidad Hay evidencias claras que la actividad humana, en particular por su dependencia de la energía extraída de los combustibles fósiles, está acelerando cambios en la composición de los gases de la atmósfera, incrementando la concentración de CO2 y otros gases que provocan un efecto invernadero. Este factor tiene consecuencias globales que están afectando el clima planetario. La determinación de la magnitud del impacto y de la velocidad de su desarrollo es asunto todavía en discusión, pero hay un acuerdo generalizado que es un problema que debe ser atendido adecuadamente. Un cambio climático afectará la disponibilidad de la mayor parte de las fuentes energéticas renovables, con excepción de la geotermia. Como estas afectaciones pueden ser negativas, el efecto de un cambio climático hace vulnerable un sistema basado en recursos renovables como el costarricense. Sin embargo, como a la fecha no hay un consenso sobre la magnitud de los efectos ni sobre su escala de tiempo, todavía no es posible cuantificar el grado de vulnerabilidad a la que Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 42 está expuesto el sistema de generación, ni determinar las medidas razonables para reducir la exposición a estos cambios. En el presente análisis del PEG se supondrá que para la escala de tiempo analizada (13 años) los fenómenos hidrometeorológicos pueden seguir siendo modelados como procesos estacionarios sin incurrir en graves sobreestimaciones o subestimaciones. Cualquier desviación de este supuesto tendrá que ser cubierto con mayor o menor instalación de capacidad de generación. Por otro lado, las 46 series hidrológicas históricas que se utilizan para las simulaciones contienen un historial amplio de variabilidad climática, que engloban posiblemente una parte importante de las variaciones provocadas por cambio climático. Conforme se cuantifique mejor el cambio climático, las sucesivas revisiones del PEG tendrán que ir incorporando en su análisis este efecto. 7.1.8 Participación de las diferentes fuentes renovables De la aplicación de la política nacional de utilizar en lo posible fuentes propias y renovables y disminuir la dependencia de fuentes importadas, se desprende claramente que, al menos dentro del plazo del presente estudio, las opciones viables con que cuenta nuestro país en recursos renovables son en primer lugar la energía hidroeléctrica, seguida de la energía geotérmica, la energía eólica, y en menor grado la energía biomásica, principalmente a partir del bagazo de caña. Otras fuentes renovables y no convencionales serán incorporadas en la medida en que se encuentren desarrollos apropiados a las condiciones técnicas y económicas de nuestro sistema. 7.2 Combustibles fósiles Costa Rica no cuenta con depósitos ni reservas probadas de combustibles fósiles. Todos estos combustibles, como el carbón, los hidrocarburos y el gas natural, deben ser importados al país. Tradicionalmente, el consumo de derivados de petróleo se ha limitado a diésel y búnker (heavy fuel oil). Pequeñas cantidades de coke y de carbón mineral son importadas como fuente energética para la industria. La generación termoeléctrica, a pesar de aportar sólo una pequeña parte de las necesidades, tiene un papel muy importante como complemento, cuando la disponibilidad de las fuentes renovables disminuye por causas naturales. Tratar de sustituir ese pequeño porcentaje de generación térmica con fuentes renovables resulta sumamente caro, toda vez que estos proyectos (hidroeléctricos, geotérmicos o eólicos) requieren altas inversiones, y su uso sería eventual, e inclusive durante años húmedos no se utilizarían del todo. Por lo tanto, resulta conveniente la utilización de una pequeña cantidad de generación térmica, de bajo costo de instalación, que se utiliza sólo en condiciones hidrológicas adversas, o durante los meses más secos del año. Esto asegura que sus costos de operación, aunque altos, tienen poco impacto en los costos totales. Bajo este esquema de disponibilidad de recursos renovables, principalmente hidroelectricidad, la función del térmico es operar la menor cantidad posible de horas, solo Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 43 para servir de respaldo cuando la generación renovable disminuye. Las plantas térmicas que mejor se adaptan a esta función son las turbinas de gas y los motores de media velocidad. Estas máquinas tienen en común que resultan eficaces con unidades en potencias relativamente pequeñas (8 MW - 100 MW) y que su costo de inversión es menor que el de centrales a vapor. Por el contrario, las alternativas térmicas de base convencionales, como plantas de carbón, no han resultado competitivas en el pasado, ya que tienen un alto costo de inversión y las pocas horas anuales de operación no permiten que los ahorros operativos compensen este sobrecosto. Estas plantas se justifican cuando operan durante todo el año, situación que no se acomoda al parque que ha existido en el país, cuyo componente de plantas renovables, de casi el 80%, no requiere de generación térmica en la época lluviosa. A pesar de lo anterior, con el paso del tiempo han ocurrido cambios en el panorama energético nacional e internacional, que ameritan la consideración de otras posibilidades: a) b) c) d) e) f) g) h) i) En gran parte, los mejores sitios para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos ya han sido aprovechados, y los proyectos futuros presentan costos crecientes. Son muy pocos los nuevos sitios adicionales para el desarrollo de proyectos hidroeléctricos con embalses multi-anuales. A pesar de que se reconoce que desde un punto de vista ambiental los desarrollos hidroeléctricos son de las opciones más benignas para la generación eléctrica, siempre presentan algún grado de impacto local. Estos impactos han ido cobrando más relevancia, y cada vez se presenta mayor oposición de parte de grupos ambientalistas y de vecinos, que normalmente tienden a dar más preponderancia a los impactos locales, que a los beneficios globales. Los proyectos hidroeléctricos, aunque resulten más beneficiosos desde un punto de vista económico, requieren inversiones altas durante el período de construcción, mientras que su recuperación ocurre durante un período de 30 o más años, en correspondencia con su larga vida útil. Por su parte, las opciones térmicas requieren inversiones iniciales del orden del 50% o menos que las de un proyecto hidroeléctrico de similar capacidad. Aunque su operación tenga un costo importante, desde un punto de vista financiero resulta más fácil su desarrollo. El recurso geotérmico del país está dentro de parques nacionales y no puede ser explotado. Los proyectos de energía renovable, como los hidroeléctricos y geotérmicos, presentan mayores riesgos en sus estudios, construcción y operación, en comparación con opciones térmicas. El desarrollo y mejoramiento tecnológico de nuevas fuentes no convencionales de energía ha avanzado significativamente, pero todavía no lo suficiente como para cubrir las necesidades impuestas por el crecimiento de la demanda. El fuerte incremento en los derivados del petróleo y la gran volatilidad de su precio, hace que el costo operativo, aún para pocas horas de operación, tenga mayor peso en la selección de tecnologías. Esta preocupación por los costos operativos desfavorece las opciones que consumen combustibles caros, principalmente los de baja eficiencia, como las turbinas de combustión, y en su lugar se prefieran las tecnologías que consumen búnker o carbón. El Mercado Eléctrico Regional aumenta significativamente el tamaño del mercado, permitiendo el desarrollo de plantas térmicas de gran escala que pueden funcionar en la base. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 44 Las consideraciones anteriores plantean un reto para el futuro energético. De continuar este panorama, el país podría verse forzado a cambiar su política energética basada en renovables, y modificar drásticamente la conformación de las nuevas adiciones de capacidad, utilizando combustibles fósiles. El análisis de las tecnologías térmicas nuevas para el sistema eléctrico nacional es necesario para valorar el impacto de las políticas energéticas y la problemática arriba explicada alrededor de las fuentes renovables. 7.2.1 Gas natural La región centroamericana no cuenta con gas natural. Podría tener acceso a los depósitos de gas natural de Colombia o de México si se llegara a construir un gasoducto regional. Otra posibilidad consiste en construir una terminal de regasificación, para importar gas natural licuado (GNL) desde cualquier país productor. En El Salvador, una empresa ha anunciado su intención de construir una planta regasificadora para atender una central de 500 MW en el puerto de Cutuco. Hace algunos años, en Honduras se abandonó un plan para instalar una regasificadora y una central de 700 MW. Estudios regionales han abordado la problemática de la introducción del gas natural, tanto para generación como para otros usos industriales23. El problema del GNL es que requiere grandes inversiones en la planta de regasificación. Las economías de escala obligan a construir infraestructura para alimentar una central de 500 MW – 700 MW. Esta central debe operar a un factor de planta alto para que resulte rentable. Una condición similar tiene el aprovisionamiento por gasoducto: grandes inversiones que solo pueden amortizarse con utilización permanente de grandes volúmenes de gas. La ventaja del gas natural es que provoca menos emisiones en comparación con los derivados del petróleo o el carbón. El desarrollo de la extracción del gas de esquisto (shale gas) en Estados Unidos está cambiando el panorama de disponibilidad de gas en Norteamérica. Los Estados Unidos podrían en un corto tiempo pasar de importadores de GNL a exportadores. La adopción de una política de utilización del gas natural implica cambiar el papel de la generación térmica, que pasaría de ser un respaldo a convertirse en la generación de base del sistema. 23 “Estrategia para la introducción del gas natural en Centroamérica. BID/CEPAL”. Setiembre 2007 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 45 7.2.2 Carbón Las enormes reservas mundiales de carbón, así como la expectativa de avances tecnológicos en reducción de emisiones, hacen del carbón una fuente a considerar para el futuro de nuestro país. En la región centroamericana, Guatemala, Honduras y Panamá utilizan carbón para generación eléctrica. La planta San José, de 139 MW, y la planta Libertad, de 13 MW, totalizan 159 MW de carbón en Guatemala. En Honduras opera la planta ENVASA, de 8 MW y en Panamá tres de las unidades de Bahía Las Minas suman 120 MW. En el 2010, el carbón produjo 1 082 GWh, un 2.7% de la generación regional. La presión para atender el crecimiento de la demanda y el riesgo de la volatilidad del precio del petróleo, han despertado un gran interés por el carbón en los demás países. Al igual que con el GNL, el carbón requiere de inversiones fuertes de capital y de tamaños importantes para ganar economías de escala, que solo resultan rentables si se utilizan con factores de planta altos. Sin embargo, se considera que la introducción del carbón en el sistema eléctrico tiene menos barreras de escala que la construcción de un gasoducto centroamericano o la utilización del GNL. El principal problema del carbón está en el elevado nivel de emisiones y contaminantes. Para mitigarlas significativamente, existe un esfuerzo mundial de investigación y desarrollo para incorporar nuevas tecnologías, como la Gasificación Integrada con Ciclo Combinado (IGCC) y las plantas ultra-supercríticas. Para la introducción del carbón en el sistema nacional, es necesario cambiar la política energética de utilización de recursos renovables. 7.3 Importaciones del MER Con la construcción de la Línea SIEPAC y un Mercado Eléctrico Regional (MER) maduro, las importaciones de energía serán un recurso energético más para el país. Este recurso se podrá asegurar a través de los contratos de suministro que se realicen al amparo del MER. Sin embargo, en la actualidad el mercado es incipiente y no es posible realizar contratos de largo plazo que garanticen el suministro en iguales condiciones que una planta localizada dentro del país. Por esta razón, en el presente plan de expansión no se considera este tipo de opciones. 7.4 Externalidades del aprovechamiento de los recursos energéticos La generación eléctrica con cualquier fuente energética o tecnología produce impactos en el ambiente, tanto de carácter positivo como negativo. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 46 Aunque la valoración detallada de los impactos es una función única de cada proyecto, existen externalidades inherentes a las diferentes tecnologías de generación que cada día cobran más importancia. En particular, se reconoce como un problema global los costos sociales de las emisiones de efecto invernadero. Incluso hoy en día existen algunos mercados de derechos de emisiones que monetizan esta externalidad. Las emisiones de las plantas generadoras dependen de una gran cantidad de factores. No obstante lo anterior, se pueden utilizar tablas de emisiones genéricas por cada tipo de tecnología, con el objeto de evaluar gruesamente las emisiones totales de los escenarios de expansión. Estas tablas tratan de medir las emisiones de todos los gases de efecto invernadero, expresadas en toneladas equivalentes de CO2. Otro factor relevante que engloba los impactos ambientales genéricos de una tecnología dada es su Razón de Recuperación Energética (RRE) o “Energy Payback Ratio”. Este índice es la razón de la energía producida durante la vida útil de la planta dividida entre la energía requerida para construir, mantener y operar la misma. Este parámetro representa un indicador indirecto del impacto ambiental, pues un sistema con una razón baja implica que se requiere mucha energía para mantenerlo y es posible que tenga más impacto que otro con una razón alta. La Tabla 7-2 muestra referencias sobre las emisiones equivalentes de diferentes tecnologías y el parámetro de Razón de Recuperación Energética. Tabla 7-2 Emisiones equivalentes y rentabilidad energética Emisiones (ton CO2 por GWh) Razón de recuper. Eficiencia Tipo de planta Rango Valor Usado energética (RRE) Hidroeléctrica con embalse 10 a 30 20 48 a 260 Hidroeléctrica filo de agua 1 a 18 12 30 a 267 Planta eólica 7 a 124 50 5 a 39 Solar fotovoltaico 13 a 731 300 1 a 14 Turbina diesel 33% 555 a 883 808 CC diesel 47% 568 Planta de carbón moderna 34% 790 a 1182 1071 7 a 20 Motor con heavy oil 42% 686 a 726 700 21 IGCC con Orimulsión 44% 704 TG con GNL 33% 688 CC con gas natural 48% 389 a 511 421 14 CC con GNL 48% 473 CC: ciclo combinado, IGCC: ciclo combinado con gasificación integrada, GNL: gas natural licuado RRE: cantidad de energía que produce la planta entre la energía requerida para su construcción y operación durante todo el ciclo de vida de un proyecto Fuentes: a) Hydropower and the Environment: Present Context and Guidelines for Future Action, IEA Hydropower Agreement, Volume II, May 2000 b) CO2 Emissions Factor from IPCC publication, www.senter.nl, Holand Es importante aclarar que las emisiones equivalentes dadas en la Tabla 7-2 toman en cuenta lo que se denomina el ciclo de vida de proyecto. Este concepto se puede definir como la evaluación de todos los pasos requeridos para obtener un producto. En el caso de la generación eléctrica se incluye la extracción, procesamiento, y transporte del combustible, la construcción de la planta, la producción propiamente de la electricidad y la disposición de desechos a lo largo de su vida útil y la desinstalación. Es por eso que aun proyectos de Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 47 energía renovable, como los hidroeléctricos, presentan emisiones, aunque de un orden de magnitud menores que los que utilizan combustibles fósiles. Excepción de lo anterior es la producción de energía solar con celdas fotovoltaicas, que tiene factores altos, en algunos casos comparables a los producidos por la generación mediante combustibles fósiles. Para la contabilización de emisiones de gases de efecto invernadero, el ICE ha establecido un método de cálculo24 que se utiliza para los inventarios de emisiones del sector eléctrico, que sigue los procedimientos reconocidos por organismos internacionales. 7.5 Administración de la demanda La administración de la demanda es el conjunto de mecanismos diseñados para lograr un uso racional de la energía, de tal manera que se logre el mismo bienestar y riqueza de la sociedad con cada vez menores cantidades de energía y de recursos económicos. La administración de la demanda no es estrictamente un recurso energético, pero al lograr disminuir las demandas de generación, se le considera como una alternativa que sustituye otras fuentes energéticas. El ICE, de acuerdo con su política interna, y con la política energética nacional, desarrolla proyectos de administración de la demanda. Para el diseño del Plan de Expansión se supone que el efecto de los distintos programas de administración de la demanda está considerado implícitamente en las proyecciones de la demanda, y por lo tanto, no se hacen ajustes o reducciones de capacidad instalada por este concepto. 24 Factores para el cálculo de emisiones de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional y su aplicación a un inventario del año 2010. CENPE. Marzo 2011. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 48 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 49 8 PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES FOSILES El pronóstico de los precios de los combustibles que utiliza el ICE en las decisiones de expansión se basa en estimaciones de la Energy Information Administration (EIA), del Departamento de Energía de los Estados Unidos. Para hacer sus proyecciones, la EIA utiliza modelos que toman en cuenta factores económicos y políticos que han incidido o podrían incidir en el precio del petróleo y sus derivados. A partir de las proyecciones publicadas por la EIA, se construyen proyecciones para ser aplicadas al caso de Costa Rica. El pronóstico cubre el precio del diesel y del bunker, con y sin impuestos. La proyección de precios de los combustibles utilizados en el presente plan de expansión se basa en la estimación de precios contenida en el Annual Energy Outlook 2011 (AEO2011)25 , publicado en abril del 2011. Contiene un pronóstico de los precios de combustible para Estados Unidos, que cubre desde el 2011 hasta el 2035. 8.1 Proyecciones del precio del crudo En la Figura 8-1 se presentan los precios del crudo para los escenarios base, alto y bajo. Los precios fueron convertidos a dólares constantes del 2010, y se expresan en dólares por barril (USD/bbl). 25 Annual Energy Outlook 2011, Energy Information Administration, DOE, April 2011 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 50 PROYECCION DE PRECIOS DEL CRUDO Dólares constantes dic2010 PROYECCION PRECIOS CRUDO $/bbl 180 160 140 120 100 80 60 40 BASE 20 ALTA 2035 2033 2031 2029 2027 2025 2023 2021 2019 2017 0 2015 BAJA 102.0 62.6 79.2 61.1 57.8 56.9 56.3 55.8 55.3 54.9 54.4 54.0 53.6 53.3 53.0 52.6 52.3 52.0 51.8 51.6 51.4 51.3 51.1 51.0 50.9 50.8 50.8 50.8 2013 ALTA 102.0 62.6 79.2 95.0 112.0 120.0 128.0 133.2 134.5 135.9 137.2 138.6 140.0 141.4 142.8 144.2 145.7 147.1 148.6 150.1 151.6 153.1 154.6 156.2 157.8 159.3 160.9 162.5 2011 BASE 102.0 62.6 79.2 84.5 87.0 89.3 92.7 96.0 99.1 102.0 104.7 107.3 109.7 111.9 114.0 115.9 117.7 119.3 120.8 122.0 123.2 124.1 124.9 125.6 126.1 126.4 126.5 125.0 2010$/bbl 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 Figura 8-1 Precios del crudo de petróleo 8.2 Precio del diesel y el búnker Los precios locales de los combustibles son regulados por la Autoridad Reguladora de Servicios Públicos (ARESEP). Estos precios cubren los costos de importación del crudo, del proceso industrial de producción de derivados, del almacenamiento y de la distribución. Las proyecciones del precio del diésel y del búnker para Costa Rica para el período 20112035, se muestran en la Tabla 8-1 y Figura 8-2. La proyección no incluye los impuestos a los combustibles. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 51 Tabla 8-1 Proyección de precio de los combustibles PROYECCION DE PRECIOS PROYECCION BASE Dólares constantes dic.2010 DIESEL BUNKER GNL CARBON $/bbl 102.0 62.6 79.2 84.5 87.0 89.3 92.7 96.0 99.1 102.0 104.7 107.3 109.7 111.9 114.0 115.9 117.7 119.3 120.8 122.0 123.2 124.1 124.9 125.6 126.1 126.4 126.5 125.0 $/lt 0.871 0.515 0.663 0.763 0.763 0.736 0.709 0.682 0.655 0.680 0.702 0.723 0.735 0.745 0.755 0.765 0.779 0.788 0.798 0.806 0.815 0.823 0.830 0.833 0.835 0.837 0.843 0.849 $/lt 0.581 0.382 0.500 0.571 0.571 0.565 0.559 0.554 0.548 0.564 0.581 0.594 0.592 0.605 0.618 0.633 0.643 0.652 0.661 0.670 0.675 0.679 0.677 0.677 0.671 0.672 0.672 0.671 $/m3 0.28 0.11 0.13 0.11 0.13 0.13 0.13 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.15 0.16 0.16 0.17 0.18 0.18 0.19 0.19 0.19 0.20 0.20 0.20 0.21 0.21 0.21 0.22 $/ton 129.4 132.6 164.6 161.2 160.7 162.1 160.3 157.7 156.5 160.6 163.2 165.4 167.7 170.8 171.0 171.4 171.5 171.7 171.5 170.4 169.4 169.7 168.2 168.5 170.1 169.4 166.1 167.0 DIESEL BUNKER GNL $/mmBTU 15.57 8.27 10.25 3.28 13.41 3.66 15.30 3.29 15.30 3.65 15.15 3.87 15.00 3.88 14.85 3.98 14.70 4.06 15.11 4.08 15.58 4.13 15.91 4.19 15.88 4.37 16.22 4.56 16.58 4.72 16.96 4.91 17.23 5.13 17.49 5.31 17.73 5.44 17.95 5.58 18.10 5.65 18.21 5.69 18.15 5.74 18.14 5.83 18.00 5.97 18.02 6.09 18.03 6.22 17.98 6.42 25.20 14.91 19.18 22.07 22.07 21.29 20.51 19.73 18.95 19.67 20.32 20.93 21.28 21.57 21.84 22.13 22.55 22.81 23.08 23.31 23.58 23.80 24.00 24.10 24.15 24.21 24.39 24.58 Diesel GNL Crudo PROYECCION BASE DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES Bunker Carbón 50 120 45 40 100 80 30 25 60 20 40 15 10 20 5 0 2034 2032 2030 2028 2026 2024 2022 2020 2018 2016 2014 2012 2010 0 Figura 8-2 Proyección de precio de los combustibles 2010$/bbl 35 2008 2010$/mmBTU 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 CRUDO CARBON 5.86 6.00 7.45 7.29 7.27 7.34 7.26 7.14 7.08 7.27 7.38 7.48 7.59 7.73 7.74 7.76 7.76 7.77 7.76 7.71 7.67 7.68 7.61 7.63 7.70 7.67 7.52 7.56 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 52 8.3 Carbón y gas natural Estos energéticos no se utilizan en Costa Rica, a excepción de pequeñas cantidades de carbón que consume la industria cementera26. El posible precio para Costa Rica se calculó a partir de las proyecciones del EIA y estimando el costo del transporte. 8.4 Costo con impuestos Desde el año 2001, el impuesto a los combustibles es una suma fija que se ajusta únicamente por inflación. El precio con impuestos se calcula agregando un valor de USD0.23/litro a la proyección de precios del diesel y USD0.04/l a la proyección del bunker. Estos datos corresponden al impuesto del año 2011. En el análisis del plan de expansión no se toma en consideración el impuesto a los combustibles. 26 En el 2009 el país importó 110 TJ de carbón y 2 882 TJ de coke, un 2% del consumo energético nacional. Datos del Balance Energético Nacional 2009. DSE. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 53 9 CRITERIOS PARA LA FORMULACION DEL PLAN 9.1 Política energética Los planes de expansión del ICE se sujetan a los lineamientos de las políticas energéticas del país, expresados en los planes nacionales de desarrollo y de energía. 9.2 Horizonte de planeamiento El Plan de Expansión de la Generación (PEG) cubre el horizonte de planeamiento 2012– 2024, dentro del cual se pueden diferenciar cualitativamente tres períodos: Período de obras en construcción: abarca hasta el 2016, con la entrada en operación del Proyecto Hidroeléctrico Reventazón. En estos años gran parte de las decisiones de expansión ya han sido tomadas y los proyectos se encuentran en construcción o financiamiento. El propósito del PEG en estos años es verificar la validez de las premisas y comprobar que se satisface la demanda, o bien señalar la necesidad de incorporar generación adicional. Período intermedio: cubre desde el 2015 hasta el 2020. Es en este período que se busca la mejor secuencia de proyectos, y de sus resultados se deriva el programa de actividades y las acciones de implementación que deben llevarse a cabo en los años inmediatos. Período de referencia: abarca del 2020 hasta el 2024 y se utiliza como referencia para evaluar las necesidades de inversión y de preparación de proyectos a futuro. 9.3 Entorno centroamericano Con la entrada de la línea del proyecto SIEPAC, prevista en el 2012, las posibilidades de intercambio entre los países del área crecerán significativamente, hasta alcanzar un límite por capacidad de los interconectores. Sin embargo, no será sino con la madurez del Mercado Eléctrico Regional, que los países podrán depender en forma segura de contratos en la región para atender sus demandas locales o para viabilizar proyectos regionales. Por esta razón, el Plan de Expansión de Generación (PEG) se refiere al sistema costarricense aislado, lo cual significa que las inversiones propuestas satisfacen la demanda nacional prevista, sin depender de los países vecinos. A pesar de lo anterior, los esfuerzos por crear un mercado eléctrico centroamericano han avanzado significativamente y la construcción de la línea SIEPAC permitirá intercambios mucho más confiables, situación que eventualmente requerirá replantear las estrategias de inversión y operación en el sector de generación, para aprovechar oportunidades de compra y venta de electricidad que favorezcan a los consumidores nacionales. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 54 9.4 Criterio ambiental Los criterios ambientales globales están contenidos en las políticas energéticas que brindan los lineamientos del Plan de Expansión. Desde una perspectiva de impactos de cada proyecto, se procura seleccionar alternativas ambientalmente viables. En principio, si cada uno de los proyectos considerados en los planes de expansión ha sido evaluado ambientalmente, y en sus costos y beneficios se han incluido los respectivos costos y beneficios ambientales, la evaluación de las opciones resultaría neutra desde un punto de vista ambiental. Por lo anterior, se hace el esfuerzo para que los proyectos considerados cuenten con sus evaluaciones ambientales, aunque en la etapa intermedia o de referencia, algunos proyectos no tienen estudios ambientales detallados. En esos casos, en los presupuestos de los proyectos se deben incluir porcentajes razonables para cubrir las medidas de mitigación ambiental. 9.5 Criterio de confiabilidad En sistemas predominantemente hidroeléctricos, como el de Costa Rica, es necesario utilizar un criterio de confiabilidad, asociado con las probabilidades de ocurrencia de eventos hidrológicos secos. En estos sistemas las situaciones críticas usualmente se asocian con la escasez de agua en la época seca. Los sistemas están limitados por fallas o faltantes de energía y no necesariamente de potencia. La capacidad para satisfacer la demanda es una combinación de la potencia instalada y la disponibilidad de agua suficiente en las plantas hidroeléctricas. Dado que la aportación de caudales se considera una variable estocástica, la satisfacción de la demanda también lo es y se le debe tratar probabilísticamente. El criterio de confiabilidad es equivalente al “margen de reserva” que se usa en los sistemas térmicos. Por este motivo, el criterio de confiabilidad se usa para cuantificar la probabilidad de satisfacer la demanda ante la variabilidad de los posibles escenarios hidrológicos. El criterio utilizado incluye tres aspectos que se deben comprobar para cada uno de los meses del período analizado: 1. En el 95% de las series hidrológicas el déficit mensual de energía no debe exceder el 2% de la demanda de dicho mes. 2. El valor esperado de déficit en el 5% de las series más secas no debe exceder el 5% de la demanda de dicho mes. 3. No más del 10% de las series deben presentar déficit de cualquier tipo. La Figura 9-1 ayuda a comprender mejor estos criterios. En esta figura se han graficado los límites que impone cada criterio y se muestra la región de aceptación y de rechazo del plan. Se observa que los criterios procuran balancear la magnitud del déficit con su probabilidad de ocurrencia: a mayor probabilidad, menor tolerancia en la magnitud del déficit. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 55 CRITERIOS DE CONFIABILIDAD % Déficit mes i 30 25 CRITERIOS 20 1. El 95% de las series deben tener déficit menor al 2% 2. El promedio del déficit en el 5% de las series más críticas no puede superar el 5% 3. No puede haber déficit en más del 10% de las series 15 El promedio de los déficit del 5% de las series más críticas debe estar por debajo de la línea roja a trazos 10 Los déficit deben estar por debajo de la línea azul. 5 0 0 5 10 15 20 25 30 % de las series en mes i Figura 9-1 Esquema ilustrativo de los criterios de confiabilidad Para que un plan sea aceptable, los déficits de cada uno de los meses analizados deben caer dentro de la zona de aceptación. Sólo se consideran en el estudio planes que satisfacen los criterios de confiabilidad. 9.6 Criterio de óptimo económico Se define como plan óptimo aquel que, cumpliendo con todos los criterios de planeamiento, en particular los criterios de confiabilidad, minimiza el costo total para la economía del país. Establecida una proyección de la demanda, el plan óptimo minimiza el costo total de inversión y operación necesario para satisfacer esa demanda. Se incluye dentro de la función a minimizar el costo de falla, que valora el costo que representa para la sociedad el no servir completamente la energía demandada. 9.7 Otros parámetros económicos 9.7.1 Evaluación social de los planes La evaluación de los planes de expansión se hace en términos económicos para la sociedad costarricense. Por la misma razón, tanto los proyectos del ICE como de las demás empresas eléctricas y generadores privados son tratados en forma similar, sin distinción por la Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 56 propiedad o por la fuente de financiamiento. Tampoco se incluyen los impuestos en el costo del combustible. 9.7.2 Costos constantes en el tiempo La evaluación económica se expresa en dólares americanos constantes, con una base de precios de diciembre de 2010. Se parte del supuesto que los costos y beneficios de cada uno de los componentes del plan no variará substancialmente con respecto a los demás componentes durante el período de análisis, a excepción de los combustibles, para los cuales se utiliza una proyección de precios. 9.7.3 Tasa social de descuento Se utiliza una tasa de 12% para descontar todos los flujos de dinero en el tiempo. 9.7.4 Costo de racionamiento Para la simulación de los planes y la determinación del plan de mínimo costo, se utilizó un costo de racionamiento de USD800/kWh para fallas menores al 2% de la demanda y USD2 000/kWh para fallas mayores. Estas cifras se utilizan como señal del costo que tiene para la sociedad el no satisfacer un kWh de demanda. Este dato es de mucha importancia pues influye en la cantidad de instalación requerida para evitar el racionamiento, y también en la magnitud de los costos marginales de corto plazo esperados. 9.8 Herramientas de Análisis Para generar los planes de expansión se utilizaron las versiones27 de los modelos computacionales OPTGEN versión 6.0.6, y SDDP versión 10.2.3.c. Ambos programas son elaborados y mantenidos por Power Systems Research28. El OPTGEN es un modelo integrado, formulado como un problema de gran escala de optimización mixta entera-lineal. Se utiliza para determinar planes de expansión de mínimo costo. Las inversiones se optimizan en conjunto con los costos operativos, para lo cual la operación se simula con detalle utilizando el modelo SDDP. Ambos modelos están integrados y comparten la misma base de datos. El SDDP utiliza la denominada programación dinámica dual estocástica para simular el comportamiento de un sistema interconectado, incluyendo líneas de transmisión (opción que no se utiliza en el presente caso). Está especialmente formulado para resolver las complejidades de sistemas hidrotérmicos con múltiples embalses. El SDDP se compone de dos módulos principales: 27 Módulo Hidrológico: Determina los parámetros de un modelo estocástico de caudales, que genera series sintéticas que se utilizan para generar políticas óptimas de uso de El estudio se realizó dese el 2011 con versiones anteriores de los modelos. Los casos finales del plan (serie 15) se corrieron con el SDDP ver10.2.3.c 28 Detalles sobre estos programas se pueden consultar en www.psr-inc.com Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 57 embalses. Optativamente, también puede generar series sintéticas para la fase de simulación. Módulo de Planificación Operativa: Determina la política operativa más económica para los embalses, teniendo en cuenta las incertidumbres en las afluencias hidrológicas futuras y las restricciones en la red de transmisión; y simula la operación del sistema a lo largo del período de planificación, para distintos escenarios de secuencias hidrológicas, para lo cual calcula un despacho óptimo mensual. Como resultado se obtienen índices de desempeño tales como el promedio de los costos operativos, los costos marginales por barra y por bloque de carga, y la operación óptima. La obtención de los planes de mínimo costo se realiza de una forma iterativa de la siguiente manera: 1. Se completa la base de datos de los modelos y se incluyen todas las restricciones de cada caso 2. Con el OPTGEN se generan varios juegos de planes para conocer posibles alternativas 3. Se escoge uno de estos planes como plan base inicial 4. Se simula con mayor detalle el sistema utilizando el modelo SDDP, verificando que cumpla con los criterios de confiabilidad, lo cual puede requerir ajustes a las fechas de entrada de los proyectos 5. Se calcula, fuera del modelo, el costo total del plan de obras, incluyendo los costos operativos y de falla obtenidos en la simulación del SDDP, más los costos de inversión 6. Se prueba un nuevo plan, y se vuelve al punto 4 7. Se continúa iterando hasta lograr el plan de mínimo costo Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 58 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 59 10 INFORMACION BASICA 10.1 Sistema existente El sistema de generación existente está compuesto por las plantas cuyas características principales se muestran en la Tabla 10-1. Tabla 10-1 Características de plantas existentes Características de las plantas generadoras del Sistema Eléctrico (Dic 2011) Nombre 1. PLANTAS HIDROELECTRICAS Angostura Arenal Cachí Canalete Cariblanco Carrillos Chocosuela CNFL Virilla Corobicí Cote Daniel Gutiérrez El Encanto Garita General Gen Priv Hidro1 Gen Priv Hidro2 Gen Priv Hidro3 Doña Julia ICE Menores JASEC Menores La Joya Los Negros Peñas Blancas Pirrís Pocosol Río Macho San Lorenzo Sandillal Toro 1 Toro 2 Ventanas‐Garita Subtotal 2. PLANTAS TERMOELECTRICAS Barranca Colima Garabito Guápiles Moín 1 Moín 2 Moín 3 Orotina San Antonio Gas Subtotal 3. PLANTAS GEOTERMICAS Boca de Pozo 1 Miravalles 1 Miravalles 2 Miravalles 3 Miravalles 5 Pailas Subtotal 4. PLANTAS EOLICAS Aeroenergía Guanacaste Los Santos Tejona Tierras Morenas Tilarán Subtotal 5. PLANTAS BIOMASA El Viejo Río Azul Taboga Subtotal TOTAL SNI Inicio Opera Potencia Efectiva (MW) Generación 2 010 (GWh) 2000 1979 1966 2008 2007 1951 varios varios 1982 2003 1996 2009 1958 2006 varios varios varios 1998 varios varios 2006 2006 2002 2011 2010 1963 1997 1992 1995 1996 1987 180 157 103 18 84 2 28 56 174 7 19 8 40 39 39 41 11 16 5 20 50 17 37 140 26 134 15 32 27 66 100 1 691 902 727 593 66 289 19 98 209 840 13 88 52 201 195 247 208 42 99 39 126 258 74 159 Indispo‐ nibilidad (%) O&M Fijos ($/kW‐año) %Pot Instalada 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 26.9 29.0 36.7 98.1 41.1 326.9 75.3 127.9 27.4 168.5 92.9 148.4 61.6 62.9 157.8 157.4 177.6 103.1 333.5 170.5 54.8 99.7 64.7 30.9 78.7 31.7 106.8 70.2 77.4 46.9 37.3 7% 6% 4% 1% 3% 0% 1% 2% 7% 0% 1% 0% 2% 2% 2% 2% 0% 1% 0% 1% 2% 1% 1% 5% 1% 5% 1% 1% 1% 3% 4% 65% 1974 1956 2011 2008 1977 1991 2003 2008 1973 36 12 200 14 20 131 78 10 37 537 7 8 25 49 14 191 44 35 7 50% 75% 85% 15% 75% 15% 15% 15% 50% 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 1% 0% 8% 1% 1% 5% 3% 0% 1% 21% 1994 1994 1998 2000 2003 2011 5 55 55 26 18 36 195 30 435 384 212 116 10% 10% 10% 10% 10% 10% 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4 0% 2% 2% 1% 1% 1% 8% 1998 2009 2011 2002 1999 1996 6 50 13 20 20 20 129 22 151 ‐ ‐ 64 57 64 ‐ ‐ ‐ 106.4 106.4 106.4 106.4 106.4 106.4 0% 2% 0% 1% 1% 1% 5% 1991 2004 1998 18 2 19 39 2 590 29 0.1 36 ‐ ‐ ‐ 31.5 31.5 31.5 1% 0% 1% 1% 100% 106 522 71 144 105 268 502 Embalse Producción Tipo Util específica Combustible (hm3) (kWh/litro) 11 1477 36 0.1 0.08 0.4 2 30 0.4 4.8 0.23 0.66 2.41 3.45 4.06 4.08 2.88 2.95 4.18 2.52 diésel dié/bunk búnker búnker dié/bunk diésel diésel búnker diésel bagazo DSM bagazo Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 60 OBSERVACIONES a. Precios a diciembre 2010 b. Costos de O&M basados en "Informe de Costos y Gastos de Operación y Mantenimiento" años 2004 a 2009. Se suponen los mismos costos para las plantas no ICE Para las geotérmicas se incluye el costo de operación y mantenimiento del campo geotérmico c. Potencias efectivas tomadas de SIGEST. La potencia efectiva es la suma de las potencias efectivas de cada unidad. En el caso del parque térmico la potencia efectiva considera la degradación permanente d. Potencia efectiva de plantas privadas corresponde a la potencia contratada. 10.1.1 Retiro, rehabilitación y modernización de plantas existentes La modernización y rehabilitación se ejecuta para restablecer, adecuar o mejorar las características de operación y seguridad de equipos o centrales completas de generación. Cuando la rehabilitación no es viable, se retira el equipo o la central obsoleta. Conforme envejece, la necesidad de modernización y rehabilitación del parque generador aumenta. La tercera parte de la capacidad instalada del país tiene más de 30 años de operación. La situación general de años de servicio de la capacidad instalada, separada por fuente energética, se muestra en la Figura 10-1. Edad de la capacidad instalada (al 2012) %capacidad por fuente 100% 80% 60% Hidro 40% Térmico Geotermia 20% Eólica 0% >5años >10años >20años >30años >40años Edad de la instalación Figura 10-1 Edad de la capacidad instalada En el presente plan se modelaron las siguientes modernizaciones y retiros, programados en el corto plazo: Colima y Moín Pistón: se modelan retiradas desde el 2012 Río Macho: la modernización que actualmente se está ejecutando deja indisponible el 50% de su capacidad hasta el año 2014. Cachí: la ampliación de la planta deja indisponible la planta durante tres meses en el 2014. Moín 2: la construcción del Ciclo Combinado Moín obliga a la indisponibilidad por tres meses de estas unidades en el 2014. Las modernizaciones y retiros del mediano y largo plazo no son modeladas en el plan de expansión. Sin embargo, es de observar que por el envejecimiento del parque generador, cada vez se requerirá dedicar más recursos a estas tareas. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 61 10.2 Hidrología Para representar la hidrología se utilizó una serie de 46 años de caudales mensuales, correspondiente al registro histórico del período 1965-2010. A cada planta o proyecto se le asignó una estación hidrológica. Las plantas pequeñas fueron agrupadas y representadas por una planta equivalente. A cada una de estas plantas equivalentes se le asignó un registro hidrológico de acuerdo a su ubicación geográfica. El agrupamiento de las plantas de generación se indica en el Anexo 5. Para ilustrar como se afecta la generación hidroeléctrica con el comportamiento estacional de los caudales, se utiliza el concepto de hidraulicidad. Aquí se define la hidraulicidad como la capacidad potencial de generación, dado un conjunto de plantas hidroeléctricas, en función de los caudales afluentes en los ríos y sin cambiar el almacenamiento de los embalses. La Figura 10-2 muestra la hidraulicidad del conjunto de plantas hidroeléctricas del país29. El promedio mensual es alrededor de 556 GWh, pero con una fuerte variación estacional, que disminuye a valores mínimos en los meses de febrero a abril. Los promedios de esos meses son del orden de los 320 GWh, pero en años críticos se llega a valores cercanos a los 185 GWh/mes. Hidraulicidad 1965‐2006 (todas las plantas simuladas como filo de agua, instalación dic 2008) 900 800 Promedio 700 GWh 600 500 400 300 200 100 Probabilidad de excedencia 95% 0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Figura 10-2 Capacidad potencial de generación del parque hidroeléctrico En las simulaciones del SDDP se utiliza la opción de series históricas, alimentadas con los datos del período de 46 años 1965-2010. 29 Con 42 series hidrológicas del período 1965-2006 y con la capacidad instalada a diciembre del 2008. Todas las plantas simuladas sin embalse. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 62 10.3 Viento Para representar el comportamiento de la energía eólica se utilizan los datos de generación de las plantas existentes. El recurso eólico de todo el país se modela30 a partir del registro histórico de generación de la planta Tilarán31. Esta planta, de 20 MW, ha operado en forma ininterrumpida desde junio de 1996, lo que permite un registro de 14 años calendario completos, de 1997 al 2010. En la Figura 10-3 se muestran los factores de planta mensuales de esta central. Modelo Producción Eólica Factor de Planta (usando registro Tilarán 1997‐2008) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Promedio Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Figura 10-3 Factores de planta de producción eólica Al igual que la hidroelectricidad, el viento exhibe un patrón estacional con grandes variaciones de un año a otro. Sin embargo, los meses de diciembre a abril tienen en promedio un factor de planta mensual superior al promedio anual (el factor anual es cercano al 50%). Este comportamiento es favorable para compensar el período seco de la producción hidroeléctrica. 10.4 Proyectos fijos La Tabla 10-2 muestra los proyectos que se consideran como fijos en el Plan de Expansión, junto con la fecha de entrada prevista. La decisión de ejecutar estos proyectos ya ha sido tomada. Algunos todavía no están en construcción, pero se encuentran en financiamiento o en etapas de adjudicación de contratos. La adición de potencia de los proyectos fijos es de 1 177 MW para ser instalados entre el 2011 y 2016. La capacidad adicional alcanza los 865 MW en plantas hidroeléctricas, 200 MW térmicos, 78 MW eólicos y 35 MW geotérmicos. De estos ya entraron recientemente en operación 134 MW hidros, 200 MW térmicos, 35 MW geotérmicos y 12.5 MW eólicos 30 Las plantas eólicas se modelan en el SDDP como fuentes renovables de generación no despachable (GND). 31 La planta Tilarán también es conocida como PESA. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 63 Tabla 10-2 Proyectos fijos en el plan de expansión Proyecto Los Santos Valle Central Chiripa Pailas Pirrís Cubujuquí Tacares Toro 3 Anonos Balsa Inferior Cachí 2 Chucás Capulín Torito Reventazón Reventazón Minicentral Garabito Barranca Alquiler Fuente Eólic Eólic Eólic Geot Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Térm Térm Potencia MW 13 15 50 35 134 22 7 50 4 38 157 50 49 50 292 14 200 ‐90 Fecha de entrada Fecha Tipo sep‐11 fija may‐12 fija ene‐15 fija oct‐11 fija oct‐11 fija may‐12 fija dic‐12 fija feb‐13 fija jun‐13 fija sep‐13 fija sep‐14 fija jun‐14 fija ene‐15 fija ene‐15 fija ene‐16 fija ene‐16 fija ene‐11 fija jul‐11 fija Puede ocurrir que cualquiera de los proyectos fijos no logre materializarse. Por ejemplo, la contratación de capacidad hidroeléctrica a través de esquemas BOT de la Ley No.7200, podría atrasarse o reducirse por consideraciones ambientales, como sucedió en una contratación anterior. La ubicación geográfica de los principales los proyectos y plantas existentes se muestra en el Anexo 4. 10.5 Tecnologías candidatas para el Plan de Expansión 10.5.1 Tecnologías a base de recursos renovables Para cumplir con el objetivo de evitar la dependencia de fuentes externas de energía y de utilizar fuentes renovables limpias, adicionalmente a los proyectos fijos, se consideran nueve proyectos hidroeléctricos con una potencia agregada de 1 470 MW. De estos, los tres más importantes son Diquís, Pacuare y Savegre, por su capacidad de generación y el tamaño de sus embalses. Además se incluyen proyectos renovables genéricos de pequeña escala, para tomar en cuenta los posibles desarrollos que no están todavía formalmente identificados por el ICE, o que forman parte del potencial que eventualmente desarrollarán las empresas distribuidoras o generadores independientes. La potencia acumulada de estas plantas genéricas es de 200 MW hidroeléctricos, 140 MW geotérmicos y 200 MW eólicos. Aunque a futuro se espera contar con un potencial interesante de otras fuentes no convencionales, los costos y barreras tecnológicas actuales limitan la consideración de participación significativa de otras opciones. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 10.5.2 64 Tecnologías que consumen derivados de petróleo Como alternativas térmicas usando derivados del petróleo se consideran motores de combustión interna con búnker y turbinas de gas (también llamadas turbinas de combustión), en ciclo simple o combinado, alimentadas con diésel. 10.5.3 Otros combustibles fósiles Con relación a la disponibilidad de nuevos combustibles fósiles, existen algunos que a largo plazo pueden representar opciones importantes en el desarrollo de proyectos de generación: el gas natural y el carbón. Estos combustibles requieren volúmenes importantes de consumo para obtener economías de escala significativas. El gas requiere gasoductos que conecten la producción con el consumo o de plantas regasificadoras. El carbón se beneficia si tiene infraestructura de puertos, patios y ferrocarriles para la importación, manejo y transporte. En el presente estudio se analiza la opción del carbón únicamente para efectos comparativos. Se debe notar que la utilización de este combustible no es compatible con la política energética nacional. El gas natural se perfila como una opción interesante a mediano plazo, y está siendo objeto de detallados estudios. En el presente análisis de expansión no se incluyeron escenarios de gas natural, a la espera de los resultados de los estudios específicos sobre esta fuente. 10.5.4 Nuevas fuentes no convencionales fuera del plan Como ya se indicó, por simplicidad en el plan solo se valoraron tres fuentes renovables de costo y características bien conocidas: hidro, geotermia y viento. Esta simplificación se hace por razones prácticas y no implica que se estén descartando posibles fuentes que estarán disponibles en el futuro. Es muy probable que en el mediano plazo aparezcan nuevos proyectos candidatos basados en fuentes renovables no convencionales o en tecnologías limpias de carbón o gas, dado que el gran interés mundial en estas fuentes está impulsando rápidamente su desarrollo tecnológico. Estas nuevas opciones serán integradas conforme aparezcan en las sucesivas revisiones del PEG. 10.6 Características de los proyectos candidatos Los proyectos candidatos que se consideraron para definir el PEG se enumeran en la Tabla 10-3, en donde se incluyen sus principales características. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 65 Para los proyectos fijos, la fecha de disponibilidad corresponde a la programación de entrada en funcionamiento. Para los proyectos libres esta fecha es la más temprana en la que son considerados para la optimización del plan de referencia. En el período 2012-2021 no se considera ningún candidato libre basado en combustibles fósiles debido a la política energética nacional, a excepción de las obras en construcción y de unidades para sustitución de plantas térmicas viejas. En el horizonte lejano se permiten candidatas térmicas únicamente como referencia. Tabla 10-3 Características de proyectos candidatos CARACTERISTICAS DE LOS PROYECTOS CANDIDATOS Nombre Disponib a partir Tipo Pot MW 1. PROYECTOS HIDROELECTRICOS Pirrís oct‐11 Cubujuquí may‐12 Tacares dic‐12 Toro 3 feb‐13 Anonos jun‐13 Balsa Inferior sep‐13 Capulín ene‐15 Chucás jun‐14 Torito ene‐15 Cachí 2 abr‐14 Reventazón ene‐16 Diquís ene‐19 Pacuare ene‐19 Savegre ene‐19 RC‐500 ene‐20 Brujo1 ene‐20 Brujo2 ene‐20 Ayil ene‐25 Toro Amarillo ene‐25 Los Llanos ene‐18 Hidro Proyecto1 ene‐17 Hidro Proyecto2 ene‐18 Hidro Proyecto3 ene‐20 Hidro Proyecto4 ene‐20 Subtotal 2. PROYECTOS TERMOELECTRICOS Garabito ene‐11 Moín CC 1 ene‐15 Moín CC 2 ene‐15 Turbina Proyecto1 ene‐16 Turbina Proyecto2 ene‐16 Turbina Proyecto3 ene‐18 Turbina Proyecto4 ene‐18 MMV Proyecto1 ene‐17 MMV Proyecto2 ene‐17 MMV Proyecto3 ene‐19 MMV Proyecto4 ene‐19 Carbón1 ene‐18 Carbón2 ene‐19 Carbón3 ene‐20 Carbón4 ene‐22 Subtotal Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Fijo Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre 134 22 7 50 4 38 49 50 50 157 305 631 158 178 58 80 68 153 59 85 50 50 50 50 2 129 Fijo Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre 200 93 93 80 80 80 80 100 100 20 100 300 300 300 300 3 205 Gen Prom Anual GWh Emblase Util hm3 551 30 213 ‐ 122 205 259 305 980 1 560 3 050 749 700 266 314 267 753 249 534 241 241 241 241 10 383 variable variable variable variable variable variable variable variable variable variable variable variable variable variable variable Prod Específic kWh/littro Combust principal Indispon % 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 10% 1.28 2.3 0.157 36.2 118.5 1867 225 121 1.3 0.37 0.7 ‐ ‐ ‐ ‐ 4.48 4.60 4.60 2.99 2.99 2.99 2.99 4.48 4.48 4.48 4.48 2.53 2.53 2.53 2.53 búnker diésel diésel diésel diésel diésel diésel búnker búnker búnker búnker carbón carbón carbón carbón 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% 15% Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 66 (continuación) Nombre Disponib a partir 3. PROYECTOS GEOTERMOELECTRICOS Pailas oct‐11 Geotérmico Proyecto1 ene‐18 Geotérmico Proyecto2 ene‐19 Geotérmico Proyecto3 ene‐20 Geotérmico Proyecto4 ene‐20 Subtotal 4. PROYECTOS EOLOELECTRICOS Los Santos sep‐11 Valle Central may‐12 Chiripa ene‐15 Eólico Proyecto2 ene‐16 Eólico Proyecto3 ene‐17 Eólico Proyecto4 ene‐18 Eólico Proyecto5 ene‐18 Subtotal 5. PROYECTOS BIOMASICOS Cutres dic‐12 CATSA dic‐12 El Palmar dic‐12 Subtotal Tipo Pot MW Gen Prom Anual GWh Emblase Util hm3 Prod Específic kWh/littro Combust principal Indispon Fijo Libre Libre Libre Libre 35 35 35 35 35 210 263 272 272 272 272 1,623 10% 10% 10% 10% 10% Fijo Fijo Libre Libre Libre Libre Libre 13 15 50 50 50 50 50 215 40 40 181 181 181 181 181 764 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Libre Libre Libre 3 8 5 8 6 16 10 16 % bagazo bagazo bagazo ‐ ‐ ‐ OBSERVACIONES a. Tipo: se refiere a si el proyecto es: Fijo: se incluye en el plan en forma obligatoria en una fecha predeterminada Libre: su inclusión y fecha de entrada resulta de la optimización del plan b. La producción específica de los proyectos de carbón está en MW/tonelada c. Térmico disponible para escenarios de sensibilidades. No están permitidos en el plan base, excepto Moín CC La Tabla 10-4 muestra los costos de inversión de estos proyectos. Estos costos no son directamente comparables entre proyectos de tecnologías distintas, porque las características de la generación que aporta cada proyecto pueden ser muy diferentes. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 67 Tabla 10-4 Costos de los proyectos COSTO ANUAL FIJO DE INVERSION Y OPERACION dic-10 Fuente Modulo Vida Inversión Inversión Inversión Costo Fijo Costo Fijo Costo Anual Costo Anual Potencia Económ Unitaria Anual O&M unit O&M Unitario Total MW años $/kW mill $ mill$/año $/kW/año mill $/año $/año-kW mill$/año CATSA Cutris El Palmar Chiripa Eólico Proyecto 2 Eólico Proyecto 3 Eólico Proyecto 4 Eólico Proyecto 5 Los Santos Valle Central Geotérmico Proyecto 1 Geotérmico Proyecto 2 Geotérmico Proyecto 3 Geotérmico Proyecto 4 Pailas Anonos Ayil Balsa Inferior Brujo 1 Brujo 2 Cachí 2 Capulín Chucás Cubujuquí Diquís Diquís Minicentral Hidro Proyecto 1 Hidro Proyecto 2 Hidro Proyecto 3 Hidro Proyecto 4 Los Llanos Pacuare Pirrís RC-500 Reventazón Reventazón Minicentral Savegre Tacares Torito Toro 3 Toro Amarillo Carbón 1 Carbón 2 Carbón 3 Carbón 4 Garabito MMV Proyecto 1 MMV Proyecto 2 MMV Proyecto 3 MMV Proyecto 4 Moín CC Turbina Proyecto 1 Turbina Proyecto 2 Turbina Proyecto 3 Turbina Proyecto 4 Biom Biom Biom Eólic Eólic Eólic Eólic Eólic Eólic Eólic Geot Geot Geot Geot Geot Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm Térm 8.0 3.0 5.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 12.5 15.0 35.0 35.0 35.0 35.0 35.0 3.6 138.0 37.5 70.0 60.0 160.0 48.7 50.0 21.6 608.0 23.0 50.0 50.0 50.0 50.0 122.0 158.0 128.0 58.4 292.0 13.5 178.0 7.0 50.0 49.7 59.2 300.0 300.0 300.0 300.0 200.0 100.0 100.0 100.0 100.0 315.0 80.0 80.0 80.0 80.0 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 25 25 25 25 25 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 20 20 20 20 20 20 20 20 20 15 20 20 20 20 1,625 1,625 1,625 2,448 2,448 2,448 2,448 2,448 2,448 3,584 4,227 4,227 4,227 4,227 5,852 3,088 4,949 3,254 2,632 3,322 922 2,688 2,704 3,254 2,926 0 2,912 2,912 2,912 2,912 2,390 3,535 3,704 3,712 4,198 0 4,352 3,162 3,490 3,102 2,225 2,899 2,899 2,899 2,899 1,947 1,947 1,947 1,947 1,947 950 1,001 1,001 1,001 1,001 13 5 8 122 122 122 122 122 31 54 148 148 148 148 205 11 683 122 184 199 148 131 135 70 1,779 0 146 146 146 146 292 558 474 217 1,226 0 775 22 175 154 132 869.63 869.63 869.63 869.63 389 195 195 195 195 299 80 80 80 80 1.7 0.7 1.1 16.4 16.4 16.4 16.4 16.4 4.1 7.2 18.9 18.9 18.9 18.9 26.1 1.3 82.8 14.8 22.3 24.2 17.9 15.9 16.4 8.5 215.8 0.0 17.7 17.7 17.7 17.7 35.4 67.7 57.5 26.3 148.7 0.0 94.0 2.7 21.2 18.7 16.0 116.43 116.43 116.43 116.43 52.1 26.1 26.1 26.1 26.1 43.9 10.7 10.7 10.7 10.7 31.5 31.5 31.5 106.4 106.4 106.4 106.4 106.4 106.4 106.4 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4 235.9 32.6 64.2 45.4 49.5 28.7 55.6 54.8 87.3 13.7 84.3 54.8 54.8 54.8 54.8 40.8 28.9 32.5 50.2 20.6 113.3 28.7 163.1 54.8 55.0 49.9 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 31.5 0.25 0.09 0.16 5.32 5.32 5.32 5.32 5.32 1.33 1.60 3.51 3.51 3.51 3.51 3.51 0.85 4.50 2.41 3.18 2.97 4.59 2.71 2.74 1.88 8.32 1.94 2.74 2.74 2.74 2.74 4.98 4.57 4.16 2.93 6.01 1.53 5.11 1.14 2.74 2.73 2.95 9.44 9.44 9.44 9.44 6.30 3.15 3.15 3.15 3.15 9.92 2.52 2.52 2.52 2.52 248.98 248.98 248.98 434.14 434.14 434.14 434.14 434.14 434.14 586.30 639.39 639.39 639.39 639.39 846.51 610.50 632.91 459.01 364.70 452.44 140.60 381.62 382.75 482.03 368.68 84.27 407.97 407.97 407.97 407.97 330.67 457.67 481.84 500.50 529.83 113.27 556.67 546.69 478.13 431.27 319.78 419.56 419.56 419.56 419.56 292.16 292.16 292.16 292.16 292.16 170.99 165.54 165.54 165.54 165.54 1.99 0.75 1.24 21.71 21.71 21.71 21.71 21.71 5.43 8.79 22.38 22.38 22.38 22.38 29.63 2.20 87.34 17.21 25.53 27.15 22.50 18.58 19.14 10.41 224.16 1.94 20.40 20.40 20.40 20.40 40.34 72.31 61.68 29.23 154.71 1.53 99.09 3.83 23.91 21.43 18.93 125.87 125.87 125.87 125.87 58.43 29.22 29.22 29.22 29.22 53.86 13.24 13.24 13.24 13.24 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 10.6.1 68 Costo unitario y monómico de los proyectos candidatos El costo unitario de instalación y el costo monómico de los proyectos hidroeléctricos, eólicos y geotérmicos se muestra en la Tabla 10-5 y se grafican en la Figura 10-4 y Figura 10-5. Tabla 10-5 Costos unitarios de instalación y producción Chiripa Eólico Proyecto 2 Los Santos Valle Central Geotérmico Proyecto 1 Pailas Ayil Balsa Inferior Brujo 1 Brujo 2 Capulín Chucás Diquís Hidro Proyecto 1 Los Llanos Pacuare Pirrís RC-500 Reventazón Savegre Torito Toro 3 Toro Amarillo Producción Costo Vida Costo de Inversión económica Overnigth FacCap Cost Capit Anual MW GWh años mill$ mill$ mill$ O&M Total mill$ mill$ fp $/kW $/kWh 50 50 13 15 35 35 138 38 70 60 49 50 608 50 122 158 134 58 292 178 50 50 59 5.32 5.32 1.33 1.60 3.51 3.51 4.50 2.41 3.18 2.97 2.71 2.74 8.32 2.74 4.98 4.57 4.36 2.93 6.01 5.11 2.74 2.73 2.95 22 22 5 9 22 30 87 17 26 27 19 19 224 20 40 72 89 29 155 99 24 21 19 41% 41% 37% 30% 89% 86% 62% 37% 51% 51% 48% 59% 57% 55% 50% 54% 47% 52% 61% 45% 70% 49% 48% 2 259 2 259 2 259 3 331 3 593 4 974 3 971 2 918 2 176 2 746 2 406 2 356 1 948 2 656 1 975 2 799 4 169 3 068 2 992 3 593 2 930 2 565 1 897 0.120 0.120 0.136 0.220 0.082 0.113 0.116 0.141 0.081 0.102 0.091 0.074 0.073 0.085 0.076 0.097 0.162 0.110 0.099 0.142 0.078 0.101 0.076 181 181 40 40 272 263 753 122 314 267 205 259 3 050 241 534 749 551 266 1 560 700 305 213 249 20 20 20 20 25 25 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40 113 113 28 50 126 174 548 109 152 165 117 118 1 184 133 241 442 559 179 874 640 147 127 112 1.084 1.084 1.084 1.076 1.176 1.176 1.246 1.115 1.210 1.210 1.117 1.148 1.503 1.096 1.210 1.263 1.253 1.210 1.403 1.211 1.191 1.210 1.173 122 122 31 54 148 205 683 122 184 199 131 135 1 779 146 292 558 700 217 1 226 775 175 154 132 16 16 4 7 19 26 83 15 22 24 16 16 216 18 35 68 85 26 149 94 21 19 16 Indices Costo Unitario de Instalación 6 000 Pailas 5 000 Pirrís 4 000 $/kW Proyecto Savegre Valle Central Reventazón Hidro Balsa Inf 3 000 Santos 2 000 1 000 Ayil Geot Proy Torito Eólico Toro Amarillo Diquis 0 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% Factor de Planta Figura 10-4 Costo unitario de instalación 90% Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 69 Costo Unitario de Generación 0.250 Valle Central $/kWh 0.200 Pirrís Balsa Inf 0.150 0.100 Eólico Hidro Capulín Diquis 0.050 Pailas Ayil Savegre Santos Reventazón Chucás Torito Geot Proy 0.000 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% Factor de Planta Figura 10-5 Costo unitario de generación 10.7 Otros proyectos privados y de empresas distribuidoras La lista de candidatos discutida en las secciones precedentes no contiene todos los proyectos que están considerando el sector privado y las empresas distribuidoras. Algunas de estas opciones de generación podrían formar parte del PEG en el futuro e integrarse al parque de plantas generadoras. Además de los nuevos esquemas que eventualmente puedan aparecer, existe una amplia cartera de proyectos actualmente bajo estudio por desarrolladores del sector privado y de las empresas distribuidoras. Estos proyectos de terceros se incluyen en el PEG una vez que existe certeza sobre la intención y la capacidad del desarrollador para llevarlo a cabo, y también cuando se conoce, aunque en forma aproximada, la fecha de entrada en operación. La inclusión de estos proyectos en el PEG no conlleva ninguna evaluación, ya que se introducen como decisiones ya tomadas por sus propietarios. Este enfoque es posible porque en general son plantas pequeñas, que son absorbidas rápidamente por el crecimiento del sistema. Conforme se integran estas plantas, los planes de los proyectos del ICE son ajustados gradualmente, sin afectar el planeamiento general de largo plazo. Las plantas genéricas que aparecen en el plan de expansión sirven para tomar en cuenta la posibilidad de estos proyectos. La mención de proyectos de terceros en el PEG es meramente informativa para los propósitos arriba indicados y no implica ningún juicio o valoración de parte del ICE, ni otorga ningún tipo de derecho o prioridad. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 10.7.1 70 Proyectos de empresas distribuidoras Varias empresas distribuidoras cuentan con estudios para desarrollar proyectos de generación. La producción de estos proyectos se usará para atender parcialmente la demanda de sus áreas de concesión. Entre los planes figuran tanto plantas hidroeléctricas como eólicas. El marco legal existente procura estimular que las empresas distribuidoras inviertan en nueva capacidad de generación para atender la demanda de sus clientes. También facilita la obtención de las concesiones de agua para los aprovechamientos hidroeléctricos. En abril del 2011, las ocho empresas distribuidoras del país tenían identificados los proyectos32 mostrados en la Tabla 10-6. Tabla 10-6 Lista parcial de proyectos de generación de empresas distribuidoras Proyecto Empresa Fuente MW Entrada en Estado Actual Incluido en Operación el PEG Proyectada Los Santos Valle Central Cubujuquí Tacares Canalete2 San Joaquín‐Los Santos Anonos Balsa Inferior San Buenaventura Los Leones Futuro Santa Clara Brasil2 Los Angeles Torito Chocoflorencia Ciruelas Nuestro Amo Bajos del Toro Río Blanco La Virgen Los Negros2 Toro Amarillo Río Piedras Cacao El Quijote CoopeSantos CNFL Coopelesca ESPH CoopeGuanacaste CoopeSantos CNFL CNFL CNFL CoopeGuanacaste Coopelesca Coopelesca CNFL Coopelesca Coopelesca Coopelesca CNFL CNFL CoopeAlfaroRuiz ESPH ESPH ESPH ESPH ESPH ESPH ESPH Eólico Eólico Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Eólico Eólico Hidro Hidro Hidro Eólico Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Hidro Eólico 13 15 22 7 18 29 4 38 9 27 4 7 28 50 9 60 1 11 8 15 27 24 6 7 1 22 sep‐11 may‐12 may‐12 dic‐12 ene‐13 ene‐13 jun‐13 sep‐13 sep‐13 nov‐13 dic‐13 dic‐13 may‐14 jun‐14 dic‐14 oct‐15 feb‐17 abr‐17 Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Por definir Construcción Construcción Construcción Construcción Factibilidad Factibilidad Preconstrucción Construcción Factibilidad Factibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad Preliminar Prefactibilidad Factibilidad Prefactibilidad Factibilidad Preliminar Factibilidad Prefactibilidad Prefactibilidad sí sí sí sí sí sí Los proyectos propiedad de las empresas distribuidoras totalizan 459 MW. Los que tienen fecha de entrada proyectada suman 350 MW, de los cuales 236 MW son hidroeléctricos y 114 MW son eólicos. La distribución en el tiempo de esta intención de agregar capacidad se muestra en la Figura 10-6. 32 Información proporcionada por las empresas distribuidoras Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 71 Proyectos de Empresas Distribuidoras 400 MW acumulados 350 300 250 200 MW Hidro 150 MW Eólico 100 50 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Figura 10-6 Potencia de los proyectos de generación de empresas distribuidoras 10.7.2 Proyectos de generadores independientes Los generadores independientes de energía pueden desarrollar nuevos proyectos para el sistema interconectado, principalmente de fuentes renovables no convencionales, a través de los mecanismos de la ley de generación paralela33. En el ámbito de proyectos renovables de menos de 20 MW ha habido manifestaciones de interés para el desarrollo de plantas hidro y eólicas. Adicionalmente, de acuerdo con la política energética del ICE, es de esperar que se logre estimular una mayor participación de la generación con biomasa de los ingenios azucareros. También existen iniciativas privadas preliminares para generar electricidad a partir de desechos sólidos municipales y de residuos agrícolas. Actualmente hay cerca de 200 MW que podrían ser contratados dentro de los límites establecidos en la legislación. Se prevé que esta capacidad será llenada principalmente con hidroeléctricas y eólicas. 33 Ley No.7200 que autoriza la generación eléctrica autónoma o paralela. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 72 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 73 11 DEFINICION DE ESCENARIOS Y CASOS DE ESTUDIO El plan de expansión se construye luego de analizar en forma iterativa varios planes alternativos con diferentes escenarios. En el presente capítulo se exponen las sensibilidades realizadas para valorar el impacto de diferentes escenarios, en aspectos tales como la demanda, cambio de fechas de proyectos y la utilización de opciones térmicas. También se incluye la revisión de cuáles serían los planes óptimos si el país renuncia o fracasa en su política de utilizar sus recursos renovables para generación eléctrica. El análisis se estructuró definiendo una gran cantidad de casos. Cada uno de ellos sirvió para analizar el impacto general de introducir una sensibilidad en alguno de los supuestos del caso base. Se hizo un proceso iterativo, mediante el cual se fueron ajustando los planes, cada vez con mayor detalle. El esquema explicativo de los 25 escenarios estudiados en la penúltima iteración34 y los 17 casos para la última iteración35 se muestran en el Anexo 6. El horizonte del Plan de Expansión llega hasta el 2024, sin embargo todas las simulaciones se hicieron para un período más amplio, del 2012-2030. Cada caso tiene un plan optimizado para el escenario específico que se analiza36, excepto en los casos donde se evalúa el impacto de cambios en el corto plazo en la demanda o atrasos de proyectos. 11.1 Definición de escenarios En el presente estudio se analizó el impacto de cuatro grandes temas: Las proyecciones de demanda El Ciclo Combinado Moín Atrasos eventuales en el corto plazo Los proyectos hidroeléctricos grandes La política energética de reducir la participación térmica Los escenarios que abordan estos temas son los que a continuación se explican. 11.1.1 Demanda Debido a la crisis económica mundial, el comportamiento de la demanda eléctrica ha sido anormal. Bajo estas condiciones atípicas, los escenarios de crecimiento de demanda tienden a ser más separados, y su impacto en los planes son más relevantes. 34 Iteración de sensibilidades identificadas como Serie 9. Iteración de sensibilidades identificada como Serie 10. 36 El óptimo corresponde a la instalación que satisfaciendo los criterios de confiabilidad brinda el mínimo costo de inversión y operación, incluyendo el costo del déficit. 35 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 74 Se utilizó el escenario medio modificado para generar un plan de largo plazo robusto para soportar crecimientos excepcionales en el corto plazo. Se usó la demanda alta para estimar las necesidades adicionales de capacidad en el largo plazo. También se corrieron escenarios de demanda baja. 11.1.2 Atrasos de corto plazo Estos escenarios analizan los efectos de eventuales atrasos en los programas de adición de capacidad de corto plazo. Para representar esta eventualidad, se modeló un atraso de seis meses en las fechas fijas programadas de los proyectos Cubujuquí, Valle Central, Toro 3, Balsa Inferior, Chucás, Capulín y Torito. El interés de esta sensibilidad es revisar la vulnerabilidad del suministro en el corto plazo. 11.1.3 Ciclo Combinado de Moín Se analizaron escenarios con uno, dos y tres ciclos combinados en Moín, instalados en diferentes fechas. Estas sensibilidades se usaron para determinar las necesidades de complemento térmico en el corto plazo. 11.1.4 Proyectos hidroeléctricos grandes Se revisó el efecto de cambiar la fecha de entrada de los proyectos hidro más grandes: Reventazón, Diquís, Savegre y Pacuare. 11.1.5 Política energética de reducción del térmico Con estos escenarios se visualiza el efecto de limitar las opciones térmicas de generación para lograr el propósito de reducir la dependencia de fuentes fósiles, según lo dicta la política energética y ambiental del país. Por otra parte y en sentido contrario, también se evalúa el costo de perder o no aprovechar recursos energéticos importantes, como los proyectos hidroeléctricos más grandes, ya que obligatoriamente habría que recurrir a fuentes térmicas convencionales para llenar su faltante. 11.2 Resultados de los escenarios y casos Al combinar diferentes escenarios en una gran cantidad de casos, se obtuvieron las siguientes conclusiones generales: 11.2.1 Reventazón Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 75 El proyecto Reventazón se encuentra en construcción. De acuerdo con el programa del proyecto, estará en operación al inicio de la temporada seca del 2016. Se analizó el impacto de un año de atraso en la construcción. Solo se revisó la confiabilidad y el costo operativo. El incremento del costo por prolongar el período de construcción no se evaluó. Se encontró que con el escenario medio y alto de demanda el sistema puede resistir, sin violar el criterio de confiabilidad, el atraso de un año en este proyecto, aunque incrementa el costo operativo y el costo de falla. 11.2.2 Diquís Diquís es un proyecto que resulta atractivo y económico para el sistema de generación. Si inicia en forma oportuna su fase de ejecución, el proyecto podría empezar a generar en el año 2019. La entrada en operación óptima para el escenario medio de demanda es el período 20192021, con un mínimo costo en el 2020. En el escenario de demanda alto es importante disponer de Diquís en el 2019. Solamente con un escenario de demanda bajo el proyecto se puede atrasar el 2025. El tamaño de Diquís es suficiente para atender el crecimiento de la demanda durante dos o tres años sin necesidad de nuevas adiciones de generación. Diquís es fundamental para cumplir los objetivos de política energética del país. Sin este proyecto, no es posible llenar la demanda exclusivamente con fuentes renovables. Se debe recurrir a generación térmica a partir del 2024-2026. 11.2.3 Savegre y Pacuare Savegre y Pacuare, conjuntamente con Reventazón y Diquís, conforman el mayor potencial de recursos hidroeléctricos estudiados. Con la entrada en línea de Diquís cerca del 2020, Savegre y Pacuare no son necesarios sino hasta después del 2024, y conforman la reserva de recursos renovables más importante para la última parte de la década del 2020-2030. No obstante, si Diquís se atrasa o no se construye, estos proyectos se deben adelantar, e idealmente construir uno de ellos en el 2019. 11.2.4 Ciclo Combinado de Moín Este proyecto se perfila como la mejor opción para aumentar el complemento térmico que requiere el sistema de generación. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 76 Idealmente al menos uno de los ciclos se requiere para el verano del 2014. Sin embargo, el tiempo de ejecución no hace posible esta opción. Para el escenario medio modificado de demanda son necesarios dos ciclos combinados en el 2015. La instalación del tercer ciclo depende de la evolución del plan de expansión. Con el programa deseado, basado fundamentalmente en renovables, no se requiere sino después del 2027. Sin embargo, de fallar este programa, puede ser necesario adelantar el tercer ciclo al 2019. 11.2.5 Instalación de corto plazo La instalación prevista de corto plazo (2012-2016) es suficiente para atender la demanda en ese período. A excepción del año 2014, donde hay un estrecho margen de reserva, la capacidad instalada es suficiente para atender el escenario de demanda media modificado. El plan de expansión puede sufrir atrasos de seis meses en varios proyectos en el corto plazo, sin comprometer los criterios de confiabilidad, cuando se analizan bajo un escenario medio de demanda. 11.2.6 Capacidad térmica La política energética nacional de limitar la generación eléctrica a partir de recursos fósiles se ha incorporado en la elaboración del plan de expansión. Para escenarios medio de demanda, es posible elaborar planes sin más capacidad térmica en el horizonte 2012-2024 sin incurrir en sobrecostos, siempre y cuando las opciones previstas se puedan realizar. Más allá del horizonte del plan es necesario recurrir a plantas térmicas grandes, dada la falta de plantas candidatas de fuentes renovables. En el 2028 podría ser necesario tener que recurrir a plantas térmicas de 300 MW, de carbón o gas natural, para mantener un plan de mínimo costo. Con escenarios sin el proyecto Diquís resulta imposible o extremadamente costoso elaborar un plan sin recurrir fuertemente al térmico. Lo mismo sucede si se debe enfrentar un escenario alto de demanda. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 77 12 PLAN DE REFERENCIA El Plan de Referencia es un paso previo para obtener el Plan de Expansión Recomendado. El plan de referencia es el que contiene la columna vertebral de la expansión necesaria para garantizar la confiabilidad de la atención futura de la demanda. Se construye a partir del análisis de los casos y sensibilidades. El plan de referencia se hace para el escenario de demanda medio-modificado, definido como se explicó en la sección 6.2 Proyección del máximo crecimiento previsible. La capacidad del plan para satisfacer esta demanda se puede ver en el gráfico de energía no servida, Figura 12-1. 180 2% de demanda 160 Déficit (GWh) 140 120 100 80 60 40 20 ene-30 ene-29 ene-28 ene-27 ene-26 ene-25 ene-24 ene-23 ene-22 ene-21 ene-20 ene-19 ene-18 ene-17 ene-16 ene-15 ene-14 ene-13 0 Figura 12-1 Déficit de energía mensual por serie hidrológica. Plan de Referencia El plan está balanceado para que atienda la demanda. Unicamente en el año 2014, bajo la demanda media-modificada, hay una condición ajustada que excede ligeramente los límites de los criterios de confiabilidad, tal como se discutió en la sección 11.2.5 Instalación de corto plazo. En la presente revisión del plan de expansión se considera: Corto plazo Culminación exitosa y según programas de los proyectos actualmente en construcción Incorporación de todos los proyectos tipo BOT que han sido adjudicados Construcción de dos ciclos combinados en Moín, usando cuatro de las seis turbinas de gas existentes. Mediano plazo Culminación exitosa de Reventazón en la fecha prevista Adición de nuevos proyectos de propiedad privada y de empresas distribuidoras Instalación de nuevos proyectos geotérmicos Construcción de Diquís Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 78 Horizonte de referencia Ejecución de Savegre y Pacuare Plantas térmicas grandes cuando se agoten los recursos renovables disponibles En el caso de Diquís, se ha construido un plan de referencia visualizando la eventualidad de un atraso en su fecha de entrada, y se ha modelado en el 2021 en lugar del 2019. Un proyecto grande como Diquís está sujeto a meticulosos escrutinios sociales y existe un riesgo de atraso importante en su ejecución. Esta medida se ha tomado para prever las acciones a tomar en caso de un atraso, dado el gran impacto que puede tener el cambio de fecha de un proyecto grande. El plan de referencia se muestra en la Tabla 12-1. Tabla 12-1 Plan de Expansión de Referencia Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION DEMANDA OFERTA Energía % crec Pot % crec Mes Proyecto Fuente Potencia Cap GWh MW MW Instalada Capacidad Instalada al: 2011 2 590 10 441 1 706 1 Colima Térm ‐14.0 2 576 5 Cubujuquí Hidro 22.0 2 598 5 Valle Central Eólic 15.0 2 613 6 Moín 1 Térm ‐19.5 2 594 12 CATSA Biom 8.0 2 602 12 Cutris Biom 3.0 2 605 12 El Palmar Biom 5.0 2 610 12 Tacares Hidro 7.0 2 617 11 132 6.2% 1 815 6.0% 2 Toro 3 Hidro 49.7 2 666 6 Anonos Hidro 3.6 2 670 9 Balsa Inferior Hidro 37.5 2 707 Hidro ‐120.0 2 587 11 877 6.3% 1 939 6.4% 5 Río Macho 5 Río Macho Ampl. Hidro 140.0 2 727 6 Chucás Hidro 50.0 2 777 6 Cachí Hidro ‐105.0 2 672 9 Cachí 2 Hidro 158.4 2 831 10 Moín 2 Térm ‐130.5 2 700 Hidro 48.7 2 749 12 681 6.3% 2 068 6.3% 1 Capulín 1 Torito Hidro 50.0 2 799 1 CC Moín 1 Térm 93.0 2 892 1 CC Moín 2 Térm 93.0 2 985 1 Chiripa Eólic 50.0 3 035 13 018 2.6% 2 125 2.7% 1 Reventazón Minicentral Hidro 13.5 3 048 1 Reventazón Hidro 292.0 3 340 13 355 2.5% 2 182 2.6% 3 340 13 693 2.5% 2 233 2.3% 1 Geotérmico Proyecto 1 Geot 35.0 3 375 14 430 5.1% 2 357 5.3% 1 Geotérmico Proyecto 2 Geot 35.0 3 410 Hidro 50.0 3 460 15 212 5.1% 2 481 5.0% 1 Hidro Proyecto 1 1 Eólico Proyecto 2 Eólic 50.0 3 510 1 Eólico Proyecto 3 Eólic 50.0 3 560 1 Geotérmico Proyecto 3 Geot 35.0 3 595 1 RC‐500 Hidro 58.4 3 654 Hidro 623.0 4 277 15 943 4.6% 2 600 4.6% 1 Diquís 1 Diquís Minicentral Hidro 27.0 4 304 16 646 4.2% 2 719 4.4% 4 304 17 381 4.2% 2 838 4.2% 4 304 18 148 4.2% 2 962 4.2% 4 304 18 949 4.2% 3 091 4.2% 1 Pacuare Hidro 158.0 4 462 19 784 4.2% 3 231 4.3% 1 Geotérmico Proyecto 4 Geot 35.0 4 497 1 Toro Amarillo Hidro 59.0 4 556 20 654 4.2% 3 371 4.1% 1 Savegre Hidro 180.0 4 736 21 559 4.2% 3 520 4.3% 1 Carbón 1 Térm 300.0 5 036 22 504 4.2% 3 676 4.2% 5 036 23 489 4.2% 3 836 4.2% 1 Hidro Proyecto 2 Hidro 50.0 5 086 1 Eólico Proyecto 4 Eólic 50.0 5 136 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 79 13 PLAN DE EXPANSION RECOMENDADO El Plan de Expansión Recomendado se obtiene del análisis y optimización de diferentes planes de expansión que satisfacen la política institucional y nacional de reducir la utilización de combustibles fósiles, al mismo tiempo que estimulan el desarrollo de fuentes renovables disponibles en el país. La formulación de escenarios fidedignos de demanda es muy difícil en épocas de crisis severas como la que actualmente atraviesa la economía mundial. Se ha preferido adoptar una posición cautelosa, utilizado el escenario medio de las proyecciones, que proyecta un crecimiento optimista de la demanda. Adicionalmente en el corto plazo se incrementa la demanda para asegurar que la instalación del plan es suficiente para cubrir el máximo crecimiento previsible en el futuro inmediato. Para analizar las plantas térmicas se utilizó la proyección media de precios de combustibles. Es de notar que con la aplicación de la política nacional de reducir la dependencia de combustibles fósiles, el precio solo afecta el costo de operación, y no es tan relevante como en otras oportunidades para definir inversiones, ya que no se plantean nuevas plantas térmicas. De las simulaciones realizadas se obtiene un plan de expansión óptimo, coherente con las políticas institucionales de desarrollo de fuentes renovables, el cual se presenta en la Tabla 13-1. Este Plan implica un programa agresivo de estudio, preparación y financiamiento de plantas basadas en fuentes renovables. La ejecución de este programa permitirá, en el mediano y largo plazo, atender el crecimiento de la demanda sin un aumento en la potencia térmica instalada. El Plan responde a los siguientes objetivos de largo plazo de la política energética nacional: Reducir aún más en el futuro la utilización de derivados del petróleo. Reducir aún más en el futuro las emisiones de gases de efecto invernadero. Promover la utilización de fuentes energéticas renovables. Participar activamente en el Mercado Eléctrico Regional. Incorporar la inversión privada en el desarrollo de nueva generación. El Plan contempla por lo tanto un programa de instalación de plantas de energía renovable y la optimización del térmico existente, a través del cierre del ciclo de vapor en las turbinas de Moín. El Plan de Expansión ha sido desarrollado y evaluado para atender estrictamente la demanda nacional sin importación de faltantes y sin exportación de excedentes. Está diseñado para que el parque de generación sea económico, suficiente y adecuado para garantizar la satisfacción de la demanda, aun en períodos críticos de sequía. Para lograr esta condición de diseño, la instalación programada provocará normalmente excedentes en los períodos húmedos. Con la entrada de proyectos hidroeléctricos grandes, como Reventazón y Diquís, es posible participar en el Mercado Eléctrico Regional con contratos de mediano plazo, en donde se Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 80 valoricen y aprovechen los naturales excedentes que producen estas plantas en sus primeros años de operación. La implementación de este programa supone que el país podrá desarrollar oportunamente sus mejores recursos hidroeléctricos, que incluyen a Reventazón, Diquís, Pacuare y Savegre, más una serie de proyectos menores de energía renovable. Este plan es el que, satisfaciendo todos los criterios de planeamiento, logra el menor costo total del sistema. Para efectos de planificación, los elementos más sobresalientes del PEG son tres: a) el efecto de la crisis económica mundial que afecta la demanda eléctrica, b) la necesidad de iniciar la construcción del ciclo combinado Moín y c) completar la preparación del proyecto Diquís. Otros aspectos importantes con relación al Plan Recomendado son: La participación del sector privado en el Plan Recomendado en el corto plazo es importante. Se espera la integración de varios ingenios, tanto dentro de la zafra como fuera de ella, más la construcción de varios proyectos BOT (Buitl-Operate-Transfer) hidroeléctricos y uno eólico. El Plan Recomendado supone que el ICE, el sector privado y las empresas distribuidoras tendrán capacidad para preparar proyectos renovables factibles, y que serán construidos en el mediano y largo plazo. Las empresas distribuidoras podrían aportar nueva capacidad de generación, adicional a las plantas hidroeléctricas que actualmente están en construcción. El nivel de penetración eólica en el plan supone que, en el futuro cercano, avances tecnológicos y económicos permitirán aumentar significativamente el aprovechamiento de esta promisoria fuente de energía, así como la implementación de medidas de compensación en el sistema de transmisión y la operación del sistema. La independencia total de los hidrocarburos se dará en tanto se logren desarrollar combustibles alternativos para las plantas térmicas, como se espera con los biocombustibles. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 81 Tabla 13-1 Plan de Expansión Recomendado Año DEMANDA Energía %crec Pot GWh MW PLAN DE EXPANSION DE LA GENERACION OFERTA %crec Mes Proyecto Fuente 2012 10 087 1 649 2013 10 605 4.9% 1 732 4.8% 2014 11 151 4.9% 1 820 4.8% 2015 11 730 4.9% 1 913 4.9% 2016 12 345 5.0% 2 016 5.1% 2017 12 998 5.0% 2018 13 692 5.1% 2019 14 430 5.1% 2 120 2 233 2 357 4.9% 5.1% 5.3% 2020 15 212 5.1% 2 481 5.0% 2021 2022 2023 2024 2 600 2 719 2 838 2 962 4.6% 4.4% 4.2% 4.2% 15 943 16 646 17 381 18 148 4.6% 4.2% 4.2% 4.2% Pot Cap MW Instalada 2 590 Capacidad efectiva instalada a diciembre 2011: 1 Colima Térm ‐14.0 2 576 5 Cubujuquí Hidro 22.0 2 598 5 Valle Central Eólic 15.0 2 613 6 Moín 1 Térm ‐19.5 2 594 12 CATSA Biom 8.0 2 602 12 Cutris Biom 3.0 2 605 12 El Palmar Biom 5.0 2 610 12 Tacares Hidro 7.0 2 617 2 Toro 3 Hidro 49.7 2 666 6 Anonos Hidro 3.6 2 670 9 Balsa Inferior Hidro 37.5 2 707 5 Río Macho Hidro ‐120.0 2 587 5 Río Macho Ampl. Hidro 140.0 2 727 6 Chucás Hidro 50.0 2 777 6 Cachí Hidro ‐105.0 2 672 9 Cachí 2 Hidro 158.4 2 831 10 Moín 2 Térm ‐130.5 2 700 1 Capulín Hidro 48.7 2 749 1 Torito Hidro 50.0 2 799 1 CC Moín 1 Térm 93.0 2 892 1 CC Moín 2 Térm 93.0 2 985 1 Chiripa Eólic 50.0 3 035 1 Reventazón Minicentral Hidro 13.5 3 048 1 Reventazón Hidro 292.0 3 340 3 340 1 Geotérmico Proyecto 1 Geot 35.0 3 375 1 Diquís Hidro 623.0 3 998 1 Diquís Minicentral Hidro 27.0 4 025 1 Geotérmico Proyecto 2 Geot 35.0 4 060 1 Hidro Proyecto 1 Hidro 50.0 4 110 1 Eólico Proyecto 2 Eólic 50.0 4 160 1 Eólico Proyecto 3 Eólic 50.0 4 210 1 Geotérmico Proyecto 3 Geot 35.0 4 245 1 RC‐500 Hidro 58.4 4 304 4 304 4 304 4 304 4 304 13.1 Plan Recomendado y Plan de Referencia El Plan de Expansión de la Generación Recomendado es similar al Plan de Referencia, pero con la programación de Diquís en el año 2019, fecha más temprana de entrada en operación. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 82 Mantiene los proyectos menores del Plan de Referencia entre los años 2019 y 2021, para prever un programa alternativo de preparación y ejecución de proyectos en caso de un atraso de Diquís. Conforme la fecha de entrada de este último sea mejor conocida será posible descartar o atrasar estos proyectos alternativos. A diferencia del Plan de Referencia, el Plan Recomendado se simula usando el escenario medio de demanda. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 83 14 CARACTERISTICAS DEL PLAN RECOMENDADO En este capítulo se analizan las características del Plan Recomendado, para el período de planeamiento 2012-2024. 14.1 Capacidad Instalada y Generación El crecimiento esperado de la capacidad instalada puede verse en la Figura 14-1. Hacia finales del período la capacidad instalada alcanza los 4 300 MW, con una tasa de crecimiento anual del 4.0% entre el 2011 y el 2024. Potencia instalada 3 500 3 000 MW 2 500 Hidro 2 000 Geot 1 500 Eól+Biom 1 000 Térm 500 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 0 Figura 14-1 Capacidad instalada por fuente En la Tabla 14-1 y la Figura 14-2 se muestra el porcentaje de capacidad instalada total de las diferentes fuentes en el período 2011-2024. Tabla 14-1 Composición por fuente de la nueva capacidad Porcentaje de instalación por fuente Año Hidro Geot Eól+Biom Térm Total 2011 65% 8% 6% 21% 100% 2012 66% 7% 8% 19% 100% 2013 67% 7% 7% 19% 100% 2014 72% 7% 7% 14% 100% 2015 67% 6% 8% 18% 100% 2016 70% 6% 7% 17% 100% 2017 70% 6% 7% 17% 100% 2018 69% 7% 7% 17% 100% 2019 74% 7% 6% 14% 100% 2020 72% 7% 8% 13% 100% 2021 72% 7% 8% 13% 100% 2022 72% 7% 8% 13% 100% 2023 72% 7% 8% 13% 100% 2024 72% 7% 8% 13% 100% Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 84 Porcentaje de instalación por fuente 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Térm Eól+Biom Geot 2024 2023 2022 2021 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 Hidro Figura 14-2 Composición de la nueva instalación por fuente En la Figura 14-3 se comparan los promedios de la capacidad instalada total y la generación por cada tipo de fuente para el período 2011-2024. La hidroelectricidad, con un 70% de la capacidad instalada, en promedio contribuye con un 79% de la generación esperada anual. Por su parte, las plantas térmicas, con 15% de la capacidad contribuyen en promedio con un 2% de la generación. La geotérmica con un 7% de la capacidad instalada contribuye con un 12% de la generación del sistema. Finalmente, la energía eólica y la biomásica, con un 8% de la capacidad instalada contribuyen con un 7% de la generación total. Figura 14-3 Porcentaje de instalación y generación por fuente al 2024 La Tabla 14-2 muestra la generación esperada anual para el Plan Recomendado. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 85 Tabla 14-2 Generación esperada por fuente Año Hidro 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 8 217 8 642 9 278 9 937 10 394 10 695 11 743 12 062 12 717 13 294 13 836 14 320 Generación anual esperada GWh Geotérmico Eólico+Biomasa 1 451 1 410 1 339 1 339 1 369 1 657 1 851 2 023 2 093 2 123 2 184 2 216 601 594 791 785 801 790 782 1 110 1 131 1 139 1 161 1 180 Térmico Total 336 503 322 285 434 547 54 16 3 90 200 431 10 605 11 149 11 730 12 345 12 998 13 689 14 430 15 212 15 943 16 646 17 381 18 147 Es importante señalar que la generación térmica, por su carácter de complemento, así como la generación hidroeléctrica, dependen de las condiciones climáticas que se presenten, y en ese sentido, los valores dados en la Tabla 14-2 son “esperados”, es decir, corresponden a un promedio de 46 escenarios hidrológicos analizados mediante el modelo de simulación SDDP. En el Anexo A1 se muestra la generación esperada para cada una de las plantas del sistema interconectado. El Anexo A2 muestra el consumo de combustibles esperado para cada una de las plantas térmicas y el Anexo A3 calcula el costo operativo unitario de las plantas térmicas. Estas proyecciones son estimaciones para planeamiento de largo plazo. Pronósticos detallados del corto plazo son elaborados por el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) para planeamiento operativo. 14.2 Déficit de Energía La energía no servida para las 46 series hidrológicas se muestra en Figura 14-4. Los déficits mostrados en esta figura cumplen con el criterio de confiabilidad explicado en la sección 9.5 Criterio de confiabilidad. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 86 70 60 Déficit GWh 50 2% de la demanda 40 30 20 10 ene‐24 ene‐23 ene‐22 ene‐21 ene‐20 ene‐19 ene‐18 ene‐17 ene‐16 ene‐15 ene‐14 ene‐13 0 Figura 14-4 Déficit de energía mensual por serie hidrológica Se observa que en el corto plazo el plan es robusto y tiene una holgura, que se manifiesta en la ausencia de pequeños déficits de generación. También se puede notar la holgura por los proyectos menores en el 2019 y 2020, previstos como respaldo ante eventuales atrasos de Diquís. 14.3 Emisiones Las emisiones del sistema dependen de la composición del parque generador. El PEG mantiene el balance de fuentes que actualmente existe. Las emisiones unitarias inventariadas del sistema de generación37 para el año 2010 fueron del orden de 96 ton CO2/GWh. Como las emisiones unitarias dependen de la composición del parque generador y el PEG mantiene el balance actual de fuentes utilizadas, es de esperar que el factor de emisiones se mantenga por debajo de las 100 ton CO2/GWh. 14.4 Costos Marginales de Corto Plazo Un aspecto importante en cuanto a los resultados de la modelación de los planes de expansión son los costos marginales de corto plazo (CMCP). La Figura 14-5 muestra los costos marginales promedio mensuales para el Plan Recomendado obtenidos por el SDDP. El valor promedio para el horizonte 2013-2024 es de USD45.14/MWh. 37 Factores para el cálculo de emisiones de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional y su aplicación a un inventario del año 2010. CENPE. Marzo 2011 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 87 Costo Marginal Corto Plazo 300 USD/MWh 250 200 150 100 50 ene‐24 ene‐23 ene‐22 ene‐21 ene‐20 ene‐19 ene‐18 ene‐17 ene‐16 ene‐15 ene‐14 ene‐13 0 Figura 14-5 Costo Marginal de Corto Plazo En el período del plan los CMCP están deprimidos por la sobre-instalación de reserva en el corto plazo y por el efecto de Diquís en el mediano plazo. El CMCP exhibe un claro patrón estacional por el alto componente hidroeléctrico del sistema. La Figura 14-6 muestra que en la época seca el CMCP sube para luego descender en la estación lluviosa. Promedio mensual CMCP 2013‐2024 120 USD/MWh 100 80 60 40 20 0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Figura 14-6 Promedio Mensual del Costo Marginal de Corto Plazo 14.5 Costos Marginales de Largo Plazo de Generación La estimación del Costo Marginal Promedio de Largo Plazo de Generación se calcula de forma práctica con el concepto del Costo Incremental Promedio de Largo Plazo de Generación (CILP). Este valor indica el costo medio que a largo plazo representa atender un incremento unitario de demanda en el sistema de generación. El cálculo del CILP se realiza bajo el siguiente procedimiento: Se proyecta la demanda a abastecer en el período de expansión considerado. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 88 Se determina el Plan de Expansión, entendiéndose este último como el programa de costo mínimo de obras y proyectos de generación necesarios para cubrir el crecimiento de la demanda de electricidad proyectada y que cumple con los criterios de confiabilidad. Utilizando un modelo de despacho hidrotérmico, en este caso el SDDP, se calcula un despacho optimizado, de donde se obtienen los costos variables de operación y mantenimiento, y los costos de falla del sistema para cada uno de los años analizados. Se calcula el costo total anual como la suma del costo de inversión anualizado de las obras contempladas en el Plan de Expansión, incluyendo sus cargos fijos de operación y mantenimiento, los costos variables de operación y mantenimiento, los costos de combustibles, y el costo de falla. El costo incremental de largo plazo se calcula mediante la siguiente fórmula: n CILP ΔC t (1 i) t 1 n ΔD t (1 i) t 1 t t donde Ct representa la variación del costo total del año t respecto al año t-1, y Dt representa la variación de la energía demandada, del año t respecto al año t-1 Este es el costo de producción del kWh marginal para el sistema eléctrico en su conjunto. Para el cálculo anterior es importante realizar un análisis de largo plazo, para que los costos de inversión queden correctamente reflejados. La Tabla 14-3 muestra el cálculo del CILP, considerando precios de mercado de diciembre del 2010, que resulta ser $94/MWh, si se considera el período 2014-2024. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 89 Tabla 14-3 Costo Incremental de Largo Plazo CALCULO DEL COSTO INCREMENTAL DE LARGO PLAZO Nivel de Precios Año: dic-10 Año 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Demanda Total Increm GWh GWh 10 605 11 151 11 730 12 345 12 998 13 692 14 430 15 212 15 943 16 646 17 381 18 148 18 950 19 784 20 654 21 560 22 505 23 489 Costos Fijos mill.$ Comb+O&M mill.$ Costos Variables Falla mill.$ Total mill.$ Costo Total Anual Increm mill.$ mill.$ 159 93 192 349 349 371 620 735 735 735 735 735 808 849 948 1 074 1 074 1 116 54.22 84.03 46.79 40.97 65.54 87.39 8.13 2.49 0.55 14.77 33.00 73.74 91.32 123.29 135.27 161.09 225.80 280.91 0.06 2.42 0.00 0.00 0.08 2.82 0.00 0.00 0.00 0.21 0.43 1.96 0.99 3.55 22.37 1.69 1.37 7.31 54.28 86.45 46.79 40.97 65.62 90.21 8.13 2.49 0.55 14.98 33.43 75.70 92.31 126.84 157.63 162.78 227.17 288.21 213 179 239 389 414 461 628 738 736 750 769 811 900 976 1 106 1 237 1 301 1 404 2014 5 280 2 853 Oper. e Inver. 547 579 615 653 694 737 782 731 703 735 767 801 835 870 906 945 984 Curva de Costo Ajustada Total Increm mill.$ mill.$ ‐34 60 150 25 47 167 110 ‐2 14 18 42 89 76 130 131 64 103 185 244 303 362 423 484 546 610 676 744 813 885 960 1 037 1 117 1 200 1 286 1 376 58 59 59 60 61 63 64 66 68 70 72 74 77 80 83 86 90 2024 324 2 871 369 CILP: 0.0939 Valor Presente 12% 2 573 Tasa de actualización: 3 930 Año inicial: 275 Año final: Costo Incremental de Largo Plazo con curva de costos ajustada Es importante recalcar que el supuesto básico para la aplicación de los principios marginalistas es que exista un balance óptimo de oferta-demanda, condición que normalmente no se presenta. La utilización del CILP como parámetro tarifario presenta problemas de definición. La imposibilidad de cumplir todos los supuestos de la teoría marginalista hace que el cálculo de este parámetro produzca resultados inestables. En Figura 14-7 se muestra como fluctúa el CILP según sea el período que se tome en consideración. Variación del CILP según el período CILP CILP Ajust 0.12 $/kWh 0.10 0.08 0.06 0.04 0.02 2021‐2024 2020‐2024 2019‐2024 2018‐2024 2017‐2024 2016‐2024 2015‐2024 2014‐2024 0.00 Nota: Los valores ajustados (“Ajustado”) se obtienen a partir de una curva de ajuste polinómica de los costos totales del plan, mientras que los valores reales (“Real”) se refieren a los valores de inversión tal y como se presentan en el plan. Figura 14-7 Variación del CILP según el período considerado Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 90 El CILP representa un promedio del costo de generación a largo plazo, incluyendo todos los diferentes tipos de proyectos del Plan de Expansión, tales como proyectos hidroeléctricos de embalse, proyectos hidroeléctricos de filo de agua, proyectos térmicos, proyectos geotérmicos, etc. El costo o beneficio de un proyecto particular no puede obtenerse directamente del CILP, pues dependerá de la contribución que ese proyecto haga al sistema de acuerdo a su patrón de generación. Aunque no se recomienda su utilización para estudios de detalle, el CILP puede usarse con cautela en estudios muy preliminares. 14.5.1 Estructura estacional Para estimar la variación estacional y horaria de los costos de la energía, se utilizan los costos marginales de corto plazo. Para ese efecto se ha considerado la estructura horariaestacional mostrada en la Tabla 14-4. Tabla 14-4 Definición de los períodos horario-estacionales ESTRUCTURA ESTACIONAL Temporada Alta Temporada Baja Ene-May Jun-Dic ESTRUCTURA HORARIA Punta Media Punta Fuera Punta 10:00-12:30 17:30-20:00 06:00-10:00 12:30-17:30 06:00-20:00 20:00-06:00 20:00-06:00 9 14 73 10 10 70 Horario Día hábil Fin Semana Horas por día Día hábil Fin Semana Horas por semana 5 0 25 Los costos marginales de corto plazo del plan de expansión recomendado se han promediado para cada una de las bandas horario-estacionales del período 2013-2024 y se muestran en la Tabla 14-5. Según la teoría económica, la remuneración que por energía deberían recibir las plantas que son despachadas en un hipotético mercado perfecto resulta de la multiplicación de su generación por el costo marginal de corto plazo. Tabla 14-5 Costos marginales de demanda Estación Alta (ene‐may) Estación Baja (jun‐dic) Anual Costo Marginal de Corto Plazo 2013‐2024 USD/MWh Punta MediaPunta FueraPunta 87.8 86.8 67.9 16.8 15.1 11.8 46.4 45.0 35.1 Promedio 82.7 14.6 43.0 Cuando la instalación de un sistema tiene reservas de capacidad para cumplir con criterios de confiabilidad, se debe agregar un reconocimiento de potencia disponible. Para evaluaciones muy preliminares de los proyectos de generación se puede utilizar el costo marginal de potencia estimado en la Tabla 14-6, de USD137.3/kW-año. Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 91 Para estimar el costo marginal de potencia se utilizó el costo de inversión en la tecnología al margen para cubrir necesidades de potencia (normalmente turbinas de gas) menos los ingresos que obtendría esta tecnología a través de la tarifa de energía, por la aplicación de los CMCP. En la Tabla 14-6, se presenta la estimación de este cargo, y los supuestos utilizados para el cálculo. Nótese que al costo de la turbina de gas se le restó USD57.5/kW-año del ingreso por generación que la turbina ganaría siempre que los precios de la energía fuesen mayores que su costo variable (al ser ésta la tecnología al margen, sería la energía no suministrada). En caso contrario se podría producir una sobreinversión en este tipo de tecnología. Tabla 14-6 Cálculo del costo marginal de potencia COSTO MARGINAL DE POTENCIA DATOS DESCRIPTIVOS Máquina marginal Unidad Potencia por unidad Factor de Planta Típico Combustible Densidad (kg/lt) Eficiencia Térmica Poder calórico Plant Heat Reat Consumo Específico Costo OyM variable DATOS DE CALCULO Costos Fijos de O&M Costo Fijo O&M Costos Fijos de Capital Costo Construcción (sin IDC) Vida Util Período de Construcción Tasa de descuento Factor Recuperación Capital Factor Capitalización-IDC Costo Fijo Anual Costo Fijo Total Disponibilidad Costo Fijo Total con disponibilidad Ingreso por generación COSTO MARGINAL DE POTENCIA % kJ/litro kJ/kWh kWh/litro $/MWh Turbina Gas Industrial 31 20% Diesel 0.832 29.5% 36 462 12 195 2.52 3.0 $/kW-año 31.5 $/kW años años % $/kW-año 924 20 1.5 12% 0.1339 1.0837 134.1 165.6 85% 194.8 $/kW-año $/kW-año 57.5 137.26 MW % $/kW-año $/kW-año Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 92 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 93 15 REFERENCIAS COMISION ECONOMICA PARA AMERICA LATINA Y EL CARIBE (CEPAL), 2003: Evaluación de diez años de reforma en la industria eléctrica del Istmo Centroamericano 2003. 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Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 94 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Factores para el cálculo de emisiones de gases de efecto invernadero del sistema eléctrico nacional y su aplicación a un inventario del año 2010. CENPE. INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD (ICE), 2011: Informe de Operación Anual 2010. CENCE. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2007: Encuesta de oferta y consumo energético nacional a partir de la biomasa en Costa Rica. Dirección Sectorial de Energía. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2008: V Plan Nacional de Energía, 2008-2021. Dirección Sectorial de Energía. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2010: Balance Nacional de Energía 2009. Dirección Sectorial de Energía. MINISTERIO DE AMBIENTE, ENERGIA Y TELECOMUNICACIONES (MINAET), 2010: Hacia un nuevo modelo energético de nuestro país. 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Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 ANEXOS 95 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 96 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 ANEXO 1 GENERACIONES ESPERADAS POR PLANTA 97 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 98 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 99 Tabla A1.1 Plan de Expansión Recomendado Generación anual de plantas hidroeléctricas(GWh) GENERACION ANUAL DE PLANTAS HIDROELECTRICAS Planta Angostura Anonos Arenal Balsa Inferior Cachí Cachí 2 Canalete Capulín Cariblanco Carrillos Chocosuela Chucás CNFL Ventanas CNFL Virilla Corobicí Cote Cubujuquí Daniel Gutiérrez Diquís Diquís Minicentral Doña Julia El Encanto Garita General Hidro GP1 Hidro GP2 Hidro GP3 Pot Inst MW 180 3.6 157.4 37.5 105 160 17.5 48.7 84 2.34 25.7 50 7.5 48.1 174 6.95 21.6 18 623 27 16 8.3 40.4 39 39.1 40.5 10.6 fp Min Promedio Max % GWh GWh GWh 54% 755 850 920 45% 9 14 20 56% 594 773 893 45% 64 147 185 45% 198 411 624 61% 373 852 926 48% 69 74 77 53% 147 225 302 39% 289 291 292 91% 16 19 20 38% 85 86 87 63% 161 276 346 29% 17 19 22 61% 245 256 264 55% 606 836 938 27% 13 16 19 57% 81 108 122 53% 63 84 101 45% 2 089 2 482 2 831 89% 178 211 224 71% 83 100 109 64% 39 46 49 55% 180 195 202 52% 161 179 186 66% 214 227 245 54% 188 193 199 65% 58 60 61 GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 906 860 838 799 833 875 789 755 787 806 851 862 866 872 872 899 918 920 11 14 10 9 11 14 11 9 12 13 15 17 17 17 18 19 20 20 703 893 872 741 756 614 594 818 808 824 798 801 801 762 796 741 783 804 64 146 134 129 140 167 128 106 133 139 155 166 162 167 168 175 182 185 624 198 373 878 883 893 895 831 782 844 844 890 894 908 906 895 910 924 926 76 75 73 71 74 76 72 69 70 73 73 76 75 76 76 77 77 77 172 156 187 236 182 147 184 200 234 251 254 259 264 283 295 302 291 291 290 290 290 291 289 290 289 290 289 291 290 291 292 292 292 292 19 18 18 18 19 20 17 16 18 18 19 20 19 19 19 20 20 20 86 86 85 85 85 86 85 85 85 85 85 86 86 86 86 86 86 87 161 240 220 253 306 242 204 241 261 292 311 307 314 319 330 342 346 18 18 21 22 21 20 17 17 20 19 19 19 18 19 18 18 19 19 260 257 252 251 255 260 248 245 250 253 255 258 259 259 259 262 263 264 781 938 922 809 831 700 606 791 812 846 843 877 890 845 884 846 900 928 18 17 16 15 16 18 15 13 15 16 17 17 17 17 17 18 18 19 116 104 103 98 103 117 94 81 96 100 111 114 112 114 115 118 121 122 92 82 71 65 74 89 74 63 71 77 85 91 90 92 94 97 100 101 2 089 2 140 2 120 2 356 2 387 2 547 2 609 2 621 2 706 2 602 2 775 2 831 195 178 199 204 213 218 215 218 218 221 224 224 104 97 95 95 99 107 92 83 93 97 102 104 103 104 104 106 109 109 48 45 45 46 47 48 43 39 44 45 47 48 47 48 48 48 49 49 198 192 190 194 196 199 184 180 188 193 196 199 199 200 199 201 202 202 184 173 173 177 179 184 170 161 175 175 181 184 182 182 184 185 186 186 229 225 214 219 227 228 221 216 217 222 224 229 229 233 228 237 241 245 194 193 190 188 191 196 192 189 189 192 191 193 193 195 194 199 197 199 61 60 60 60 60 61 59 58 59 60 60 61 61 61 61 61 61 61 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 100 Generación anual de plantas hidroeléctricas (continuación) GENERACION ANUAL DE PLANTAS HIDROELECTRICAS Planta Pot Inst MW Hidro Proyecto 1 50 Hidro Proyecto 2 50 ICE Menores 5.3 JASEC Menores 20.32 La Joya 50 Los Negros 17.6 Pacuare 158 Peñas Blancas 37.03 Pirrís 128 Pocosol 26 RC‐500 58.4 Reventazón 292 Reventazón Minicentral 13.5 Río Macho 120 Río Macho Ampl. 140 Sandillal 32 Savegre 180 Tacares 7 Torito 50 Toro 1 26.8 Toro 2 66 Toro 3 49.7 Toro Amarillo 59 Ventanas‐Garita 100 Total fp Min Promedio Max % GWh GWh GWh 49% 214 215 217 49% 217 217 217 84% 33 39 41 78% 114 139 151 64% 189 282 341 49% 59 76 92 52% 709 721 734 53% 139 171 191 49% 506 548 594 47% 71 106 126 54% 219 274 293 42% 781 1 078 1 226 71% 59 84 104 26% 90 273 456 49% 547 604 637 54% 91 150 207 46% 710 726 739 42% 15 26 37 74% 244 323 387 42% 97 100 102 46% 261 267 273 50% 203 217 225 63% 324 325 326 51% 417 450 464 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 GWh 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 214 214 214 214 215 214 215 217 216 216 217 217 33 37 38 39 40 40 40 40 41 41 41 114 127 134 141 144 142 144 145 148 150 151 213 247 263 290 308 309 312 316 329 337 341 59 66 70 78 82 82 84 84 88 91 92 710 725 709 719 729 734 139 155 164 174 180 178 179 181 185 190 191 518 527 533 549 558 553 570 555 581 582 594 71 86 91 104 108 108 109 111 116 120 122 219 260 261 279 283 279 282 284 287 292 293 781 891 967 1 093 1 161 1 143 1 178 1 153 1 194 1 212 1 226 59 71 75 86 90 91 91 93 98 102 104 40 146 299 84 37 136 189 77 37 135 252 65 38 133 242 61 39 139 267 67 41 149 308 77 36 127 247 67 182 568 125 165 553 115 161 515 106 157 506 97 165 530 108 181 555 126 153 520 86 994 64 1 096 73 1 174 86 914 70 602 125 594 108 595 120 628 136 579 91 560 101 590 118 596 136 616 150 618 172 613 175 16 263 98 265 215 20 297 99 268 218 26 347 100 269 221 20 284 99 266 214 15 244 97 261 212 20 279 98 261 211 22 301 99 265 216 27 331 99 264 216 30 350 101 268 220 30 348 101 268 219 456 167 90 547 159 31 25 101 273 203 98 266 218 17 278 98 264 215 458 8 217 451 8 642 446 9 278 617 176 31 356 100 268 220 324 447 452 462 432 417 439 443 451 458 453 456 9 937 10 394 10 695 11 743 12 062 12 717 13 294 13 836 14 320 15 061 15 452 620 632 631 637 180 186 200 207 710 728 728 739 32 34 36 37 359 369 382 387 101 101 102 101 269 272 270 273 221 224 222 225 324 326 326 326 456 460 463 464 16 298 16 383 16 824 17 255 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 101 Cuadro A1.2 Plan de Expansión Recomendado Generación anual de plantas térmicas (GWh) GENERACION ANUAL DE PLANTAS TERMICAS Planta Pot Inst MW 36 300 93 93 200 14.2 130.5 78 10.1 34 Barranca Carbón 1 CC Moín 1 CC Moín 2 Garabito Guápiles Moín 2 Moín 3 Orotina San Antonio Gas Total fp Min Promedio Max % GWh GWh GWh 1% 0 3 12 47% 1 032 1 222 1 387 7% 0 55 147 7% 0 57 149 14% 3 251 502 10% 0 12 28 4% 26 44 61 3% 0 17 48 10% 0 9 21 1% 0 3 12 2013 2014 1 263 11 26 26 8 1 336 0 0 2 6 0 26 32 245 10 26 29 212 8 53 55 288 13 74 78 331 16 3 3 46 1 GWh 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 0 0 0 0 2 2 7 9 3 5 12 1 032 1 248 1 387 0 0 10 22 58 73 104 108 62 108 147 0 0 10 23 60 73 110 113 66 110 149 16 3 63 141 277 319 381 420 261 392 502 0 0 2 6 13 18 21 22 13 21 28 2 8 0 322 4 6 1 285 10 10 2 434 25 12 7 547 0 1 0 54 0 0 0 16 2015 5 355 17 61 48 13 5 503 2016 2017 2018 2019 2020 0 0 0 3 2 2 0 90 2 5 0 200 10 9 2 431 21 14 3 523 33 16 8 680 39 16 9 737 16 9 4 1 466 29 16 5 1 933 44 21 12 2 302 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 102 Cuadro A1.3 Plan de Expansión Recomendado Generación anual de plantas Geotérmicas, Eólicas y Biomásicas (GWh) GENERACION ANUAL DE PLANTAS GEOTERMICAS Planta Geotérmico Proyecto 1 Geotérmico Proyecto 2 Geotérmico Proyecto 3 Geotérmico Proyecto 4 Miravalles 3 Miravalles ICE Pailas Total Pot Inst MW 35 35 35 35 27 133 35 fp Min Promedio Max % GWh GWh GWh 82% 229 251 268 82% 228 252 268 83% 228 253 268 86% 257 263 268 92% 213 217 221 81% 893 949 1 006 82% 232 252 273 Pot Inst MW 50 26.2 50 50 50 50 12.5 20 20 15 fp Min Promedio Max % GWh GWh GWh 42% 174 184 188 42% 91 96 99 42% 174 183 187 42% 174 183 187 42% 184 184 184 42% 174 183 188 42% 44 46 47 42% 70 73 75 42% 70 73 75 42% 52 55 56 Pot Inst MW 8 3 37 5 3.7 fp Min Promedio Max % GWh GWh GWh 11% 1 8 12 11% 1 3 5 18% 55 58 61 11% 1 5 8 3% 1 1 1 2013 219 972 261 1 451 2014 217 943 250 1 410 2015 214 894 232 1 339 2016 213 893 232 1 339 2017 215 914 240 1 369 GWh 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 246 238 229 238 243 251 256 256 258 259 263 266 268 238 228 238 243 251 256 256 258 259 263 266 268 228 238 243 251 256 256 258 259 263 267 268 257 259 263 267 268 217 215 213 215 216 218 219 219 219 219 220 220 221 944 919 893 921 932 958 971 972 976 979 992 1 002 1 006 250 242 232 242 247 255 260 261 263 264 268 272 273 1 657 1 851 2 023 2 093 2 123 2 184 2 216 2 218 2 488 2 497 2 531 2 560 2 570 GENERACION ANUAL DE PLANTAS EOLICAS Planta Chiripa Eólico GP Arenal Eólico Proyecto 2 Eólico Proyecto 3 Eólico Proyecto 4 Guanacaste Los Santos Tejona Tierras Morenas Valle Central Total 2013 95 181 45 73 73 54 521 GWh 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 186 185 188 184 186 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184 94 97 97 99 97 97 94 95 95 97 98 95 96 91 97 98 97 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184 184 180 186 185 188 184 186 179 181 182 185 187 181 184 174 186 187 184 45 46 46 47 46 46 45 45 45 46 47 45 46 44 46 47 46 72 74 74 75 74 74 71 73 73 74 75 73 73 70 74 75 74 72 74 74 75 74 74 71 73 73 74 75 73 73 70 74 75 74 54 56 56 56 55 56 54 54 55 56 56 54 55 52 56 56 55 518 720 717 728 714 719 1 049 1 066 1 068 1 088 1 100 1 066 1 079 1 023 1 092 1 101 1 267 2014 GENERACION ANUAL DE PLANTAS BIOMASICAS Planta CATSA Cutris Ingenios GP 1 Palmar Río Azul Total GWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 10 9 7 6 7 8 2 1 4 6 7 10 10 10 10 12 12 12 4 3 3 2 3 3 1 1 1 2 3 4 4 4 4 4 5 5 59 57 56 55 57 59 58 57 56 59 58 59 59 60 59 61 60 60 6 5 4 4 5 5 1 1 2 4 5 6 6 6 6 7 8 8 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 80 76 71 68 73 76 63 61 65 71 73 79 80 81 81 85 85 86 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 103 ANEXO 2 CONSUMO ESPERADO DE COMBUSTIBLES CONSUMO DE COMBUSTIBLE Planta Fuente Pot Rendimiento mill litros (miles ton) MW kWh/litro litro/MWh 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Garabito Búnker 200 4.46 224 59 80 55 48 65 74 10 4 1 14 32 62 72 85 94 59 88 113 Guápiles Búnker 14 4.33 231 2 4 2 2 3 4 0 0 0 1 1 3 4 5 5 3 5 6 Orotina Búnker 10 4.32 231 2 3 2 1 2 3 0 0 0 0 1 2 3 4 4 2 4 5 Barranca Diesel 36 2.40 416 0 2 0 0 1 2 0 0 0 0 0 1 1 3 4 1 2 5 CC Moín 1 Diesel 93 4.53 221 6 6 12 16 1 0 0 2 5 13 16 23 24 14 24 33 CC Moín 2 Diesel 93 4.53 221 7 6 12 17 1 0 0 2 5 13 16 24 25 14 24 33 Moín 2 Diesel 131 2.90 344 9 21 Moín 3 Diesel 78 2.91 343 9 16 1 1 3 9 0 0 0 1 1 4 7 11 13 6 10 15 San Antonio Gas Diesel 34 2.40 416 1 2 0 0 1 3 0 0 0 0 0 1 1 3 4 1 2 5 Carbón 1 Carbón 300 2.50 400 413 499 555 Totales Búnker mill litros 63 86 59 51 70 81 11 4 1 15 34 67 79 94 103 64 96 124 Diesel mill litros 19 42 14 14 29 47 1 0 0 5 11 31 42 65 70 36 62 90 Carbón miles ton 413 499 555 Nota: Generación esperada correspondiente al valor esperado de la simulación de todas las series hidrológicas Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 104 (esta página en blanco intencionalmente) Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 105 ANEXO 3 COSTO VARIABLE DE OPERACION (precio medio de combustible, sin impuestos) COSTO OPERATIVO TERMICO Planta Variable sin Comb MW kWh/litro USD/MWh Garabito Búnker 200 4.46 15 Guápiles Búnker 14 4.33 15 Orotina Búnker 10 4.32 15 Barranca Diesel 36 2.40 3 CC Moín 1 Diesel 93 4.53 12 CC Moín 2 Diesel 93 4.53 12 Moín 2 Diesel 131 2.90 3 Moín 3 Diesel 78 2.91 3 San Antonio Gas Diesel 34 2.40 3 Carbón 1 Carbón 300 2.50 12 Combustible Bunker Diesel Carbón Fuente Pot Rend unidad USD/l USD/l USD/ton USD/MWh 2013 142 146 146 309 174 174 256 256 309 77 2014 140 144 145 298 168 168 247 246 298 76 2013 2013 0.565 0.5595 0.7357 0.7088 162.12 160.33 2015 139 143 143 287 162 162 238 237 287 75 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 138 141 145 148 148 151 154 157 159 161 163 165 166 167 167 142 145 149 152 152 155 158 161 164 166 168 170 171 172 171 142 145 150 152 152 155 158 161 164 166 168 170 171 172 172 276 286 295 304 309 313 317 321 327 331 335 338 342 345 348 157 162 167 172 174 176 179 181 184 186 188 190 192 194 195 156 162 167 172 174 176 178 181 184 186 188 190 192 193 195 229 237 245 252 256 260 263 266 271 275 278 281 284 286 289 228 237 244 251 256 259 262 266 271 274 277 280 283 285 288 276 286 295 304 309 313 317 321 327 331 335 338 342 345 348 75 76 77 78 79 80 80 81 81 81 81 80 80 80 79 Proyección de precio de combustibles Escenario medio de precios, SIN impuestos 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 0.5539 0.5483 0.5636 0.581 0.5936 0.5923 0.6049 0.6183 0.6328 0.6427 0.6523 0.6612 0.6695 0.6751 0.6794 0.677 0.6819 0.655 0.68 0.7022 0.7234 0.7355 0.7454 0.7548 0.7647 0.7794 0.7883 0.7977 0.8057 0.8148 0.8226 0.8296 157.71 156.47 160.63 163.18 165.41 167.73 170.82 171.04 171.43 171.53 171.65 171.52 170.35 169.41 169.7 168.18 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 106 (esta página en blanco intencionalmente) Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 107 ANEXO 4 UBICACION DE PLANTAS Y PROYECTOS Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 108 (esta página en blanco intencionalmente) Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 109 ANEXO 5 AGRUPAMIENTO DE PLANTAS HIDROELECTRICAS MENORES Grupo Gen Priv Hidro1 Planta MW GWh(2010) Aguas Zarcas El Embalse La Esperanza Matamoros Platanar Quebrada Azul Rebeca Tapezco 13.1 1.5 5.0 4.0 15.0 0.3 0.1 0.2 74.5 9.2 34.9 25.5 101.2 0.1 0.4 0.7 Caño Grande Caño Grande III Don Pedro Poás I&II Río Segundo II Suerkata Volcán 2.3 2.0 14.0 1.9 0.7 2.7 17.0 18.6 16.0 69.6 9.3 4.4 17.5 72.9 La Lucha Río Lajas San Gabriel 0.4 10.0 0.2 1.9 39.3 0.6 Grupo CNFL Virilla MW GWh(2010) Belén Brasil Electriona Nuestro Amo Río Segundo Ventanas 9.0 24.0 3.1 7.9 1.0 10.5 53.5 64.0 37.1 33.8 4.1 16.0 Avance Echandi Los Lotes Puerto Escondido 0.3 4.4 0.4 0.2 1.1 33.8 2.4 1.3 Barro Morado Birrís 1 Birrís 3 Tuis 0.9 14.3 3.4 1.5 7.7 74.0 31.9 12.8 ICE Menores Gen Priv Hidro2 Gen Priv Hidro3 Planta JASEC Menores Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 (esta página en blanco intencionalmente) 110 Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 111 ANEXO 6 ESQUEMA DE LOS ESCENARIOS ESTUDIADOS Cuadro A6.1 Escenarios preliminares. Serie 9 Largo Plazo Atrasos Corto Plazo No conforme Conforme política S21 S22 S2_IHM3 S3 S31 DM_S11 X S2 X S1_IHM3 X S12 Saveg Base3_DA X Atrasos, capacidad CC Moín, indisponibilidad Moín 3 S1 Diquís S5_DA X Med S11 Revent S4_DA Saveg S7 S6 S5 S61 Hidros S51 X Base2_DA S4 X Media Modificada Base 9.1 X S71 Base Revent CASO Diquís Elemento principal analizado Alta Base1_DA Media Modificada Demanda 9.1_IHM3 Conforme política Atrasos Horizonte de interés Utilización del térmico X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X SENSIBILIDAD Térmico luego del CC Moín A partir del 2028 A partir del 2025 Violación política energét X X X X X X X X Utilización hidro Libre Forzada X X X X X X X X X X X CC Moín 3 CC En 2014 1 CC en 2014 2 CC en 2014 1 CC/2014 + 1 CC/2015 2 CC en 2015 3 CC en 2015 X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Atrasos corto plazo Según progrmas ejecución 6 meses varios corto plazo X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Reventazón Según progrmas ejecución Atraso 12 meses X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Diquís Según progrmas ejecución Atraso 12 meses Atraso indefinido X X X X X X X X X X X X Savegre Según optimización Fijo 2019 Fijo 2020 X X X X X X X X X X X X X X X Disponibilidad Moín 3 IH=15% IH=33% (**) X X X X X X X X X X X X X X Demanda Media Modificada Alta Media Baja X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Horizonte análisis Largo plazo Atrasos varios Corto Plazo X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X X Plan de Expansión de la Generación Eléctrica 2012-2024 112 Cuadro A6.2 Escenarios finales. Serie 10 Largo Plazo Base Diquís 10.1 10.4 10.7DM 10.9DA 10.10DA 10.11aDA 10.8DB 10.8.aDB X X X X X X X X X X CC Moín Diquís 10.0.2 X 10.6DM Rev 10.2 X Atrasos Base 10.0.3.a X 10.5DM Base CASO Media CC Moín Rev Diquís Elemento principal analizado 10.3 Media Mod Base Baja 10.0 Alta 10.6 Media Media Modificada X X X X X Atrasos Demanda Atrasos Corto Plazo 10.5 Horizonte de interés X X X SENSIBILIDAD Horizonte de interés Largo plazo Corto Plazo Demanda Media Modificada Media Alta Baja X X X X X X X X X X X X X X X X X X Reventazón entrada 2016 entrada 2017 X X X X X X X X X X X X X X X X X X Diquís optim a partir 2021 optim a partir 2019 optim a partir 2020 optim a partir 2022 fijo 2019 fijo 2020 sin Diquís X X X X X X X X X X X X X CC Moín Dos ciclos en 2014 Dos ciclos en 2015 X X X X X X X X X X X X X X X Atrasos corto plazo Sin atrasos varios 6 meses varios(*) X X X X X X X X X X X X X X X X X Térmico luego CC Moín Libre luego del 2028 Mínimo antes del 2028 Libre luego 2020 X X X X X X X X X X X X X X X X X
