NICARAGUA. Energías Renovables. Observatorio de. en América Latina y el Caribe

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1 NOVIEMBRE 2011 Observatorio de Energías Renovables en América Latina y el Caribe NICARAGUA Informe Final Producto 1: Línea Base de las Tecnologías Energéticas Producto 2: Estado del Arte C

2 NICARAGUA El presente documento fue elaborado por el consultor: CONSORCIO MULTICONSULT Los criterios expresados en el documento son de responsabilidad del autor y no comprometen a las organizaciones auspiciantes, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y Organización de las Naciones Unidas para Desarrollo Industrial (ONUDI). Se autoriza la utilización de la información contenida en este documento con la condición de que se cite la fuente.

3 CASO NICARAGUA INFORME FINAL Producto 1: Línea Base de Energías Renovables Producto 2: Estado del Arte

4 Índice 1. Resumen Ejecutivo Línea base de Energías Renovables en Nicaragua Introducción Metodología Información energética general del país Producto Interno Bruto en Nicaragua Estructura del Sector Eléctrico en Nicaragua Intensidad Energética en Nicaragua Consumo de energía per cápita Consumo per cápita de electricidad en Nicaragua Consumo nacional de Energía Oferta Interna Bruta de Energía en Nicaragua Consumo de energía del sector eléctrico en Nicaragua Capacidad instalada de generación eléctrica Consumo final de energía Consumo final de energía por sector Exportaciones de Energía Eléctrica Límites del patrón energético actual y perspectivas de las energías renovables Emisiones de CO2 en la producción de electricidad Marco Institucional y Legal de las Energías Renovables en el Sector Eléctrico Nicaragüense Marco Institucional Marco legal de las energías renovables Incentivos para las inversiones en energía renovable Marco Legal para la Promoción del Sector Hidroeléctrico Marco Legal para la Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos Barreras Ambientales existentes Requisitos para desarrollar un proyecto Análisis de Tarifas Marco Institucional del Mecanismo de Desarrollo Limpio en Nicaragua Información sobre Instalaciones de Generación de Energías por tipo de tecnología64 2

5 Termoeléctricas Geotérmicas Eólicas Hidroeléctricas Bagazo de caña Declaraciones y Entrevistas con expertos relevantes del sector de energía renovable Entrevista con Luis Molina, Unidad Gestión Ambiental MEM Entrevista con Geovanni Carranza, Unidad Gestión Ambiental MEM Entrevista con Asociación Renovables Entrevista con Alejandro Quintanilla, Gerente de Producción PENSA Lecciones aprendidas Estado del Arte sobre la Energía Renovable en Nicaragua. (Casos de estudio) Introducción Fuentes de información Criterios de selección de los casos Caso Exitoso Cogeneración con Bagazo de Caña. Proyecto Monte Rosa Descripción de la empresa Descripción del proyecto Beneficios del proyecto Claves de éxito Aspectos ambientales y sociales Lecciones aprendidas del Proyecto Caso Exitoso Proyecto Geotérmico San Jacinto Tizate Descripción general del proyecto Aspectos legales Aspectos Tecnológicos Aspectos Económicos Aspectos sociales Aspectos ambientales Barreras encontradas Replicabilidad Lecciones aprendidas

6 3.6. Caso Exitoso Proyecto Eólico Amayo Descripción general del proyecto Aspectos legales Aspectos tecnológicos Aspectos económicos Aspectos sociales Aspectos ambientales Barreras encontradas Factores de éxito para la Replicabilidad del Proyecto Fotos del proyecto Lecciones aprendidas Conclusiones Bibliografía Anexos Importaciones y Exportaciones de Energía Anexo País Abreviaturas y Acrónimos ALBANISA: Alba de Nicaragua S.A BCN: Banco Central de Nicaragua BCIE: Banco Centroamericano de Integración Económica BEP: Barriles Equivalentes de Petróleo CENSA: Coorporación Eléctrica Nicaraguense CEPAL: Comisión Económica para América Latina y el Caribe CERs: Certificados de Reducción de Emisiones de Carbono CFI: Corporación Financiera Internacional CMNUCC: Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático CNE: Comisión Nacional de Energía CNDC: Centro Nacional de Despacho de Carga CPML-N: Centro de Producción Más Limpia de Nicaragua DAI: Derechos Arancelarios de Importación 4

7 DNA: Autoridad Nacional Designada DOE: Ente Designado Acreditado (validador para proyectos MDL) ENATREL: Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENEL: Empresa Nacional de Electricidad FOMOBADE: Foro Boliviano sobre Medio Ambiente y Desarrollo GEI: Gases de Efecto Invernadero INAFOR: Instituto Nacional Forestal INE: Instituto de Energía INGEI: Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero INIDE: Instituto Nacional de Información al Desarrollo IR: Impuesto sobre la Renta ITF: Impuesto de Timbres Fiscales IVA: Impuesto al Valor Agregado KBEP: Miles de Barriles Equivalentes de Petróleo KTEP: Miles de Toneladas Equivalentes de Petróleo MARENA: Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales de Nicaragua MEM: Ministerio de Energía y Minas MEN: Mercado Eléctrico de Nicaragua MER: Mercado Eléctrico Regional MHCP: Ministerio de Haciendo y Crédito Público MDL: Mecanismo de Desarrollo Limpio MW: megawatt de energía ONDL: Oficina Nacional de Desarrollo Limpio PENSA: Polaris Energy de Nicaragua S.A. PIB: Producto Interno Bruto PNESER: Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable PNUD: Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo PNUMA: Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente SIN: Sistema Interconectado Nacional 5

8 Índice de Tablas Tabla 1. Principales Indicadores Económicos de Nicaragua Tabla 2. Nicaragua: Producto Interno Bruto por Actividad Económica...17 Tabla 3. Indicadores de Intensidad Energética en Nicaragua...19 Tabla 4. Consumo de Energía Total Per Cápita en Nicaragua...20 Tabla 5. Consumo de Energía Eléctrica Per Cápita en Nicaragua...22 Tabla 6. Oferta y Demanda de Energía en Nicaragua...24 Tabla 7. Oferta Interna Bruta de Nicaragua (KBEP)...26 Tabla 8. Producción de Energía Primaria en Nicaragua (KBEP) *...27 Tabla 9. Consumo de Energía - Sector Eléctrico, Año Tabla 10. Capacidad Instalada de Energía Eléctrica en 2009 y Tabla 11. Capacidad Instalada en Centroamérica, Tabla 12. Generación Neta de Energía por tipo de Planta Tabla 13. Consumo Final de Energía por Fuente Tabla 14. Consumo Final de Energía por Fuente Tabla 15. Consumo Final de Energía por Sector Tabla 16. Potencial de Energías Renovables en Nicaragua...33 Tabla 17. Potencial de los recursos Hidroeléctricos en Centroamérica Tabla 18. Potencial de los recursos Geotérmicos Centroamérica Tabla 19. Potencial Geotérmico estimado en Nicaragua...36 Tabla 20. Red hidrológica priorizada para la producción de hidroeléctrica...38 Tabla 21. Emisiones de CO2 en Nicaragua...41 Tabla 22. Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, Nicaragua Tabla 23. Instituciones Públicas del Sector Energético...45 Tabla 24. Proyectos Registrados en la Oficina Nacional de Desarrollo Limpio...63 Tabla 25. Ficha Tipitapa Power Company...64 Tabla 26. Ficha Empresa Energética de Corinto...65 Tabla 27. Ficha GEOSA...66 Tabla 28. Ficha Albanisa

9 Tabla 29. Ficha CENSA...68 Tabla 30. Ficha PENSA...69 Tabla 31. Ficha Momotombo Power Company...71 Tabla 32. Ficha Amayo...72 Tabla 33. Ficha Hidrogesa...73 Tabla 34. Ficha Monte Rosa...74 Tabla 35. Ficha Ingenio San Antonio...75 Índice de Figuras Figura 1. Coeficiente de Intensidad Energética en Latinoamérica...19 Figura 2. Coeficiente de Intensidad Energética en Centroamérica...20 Figura 3. Coeficiente de Consumo Energía Per Cápita en Latinoamérica...21 Figura 4. Coeficiente de Consumo Energía Per Cápita en Centroamérica...22 Figura 5. Coeficiente de Consumo de Electricidad Per Cápita en Latinoamérica...23 Figura 6. Coeficiente de Consumo de Electricidad Per Cápita en Centroamérica...23 Figura 7. Oferta Interna Bruta de Energía Primario Figura 8. Consumo Final de Energía por Sector, Figura 9 Clientes por consumo de energía eléctrica, Figura 10. Generacion Energía Neta 2007:...34 Figura 11. Generación Energía Neta 2010:...34 Figura 12. Estimación de Matriz de Generación Eléctrica en Figura 13. Mapa de Potencial Geotérmico de Nicaragua, Figura 14. Mapa de Potencial Hidroeléctrico de Nicaragua, Figura 15. Mapa de Potencial Eólico de Nicaragua...39 Figura 16. Expansión de Generación Eléctrica en Nicaragua Figura 17. Emisiones Sector Energía en Nicaragua, Figura 18. Vista aérea del ingenio Monte Rosa...86 Figura 19. Proceso de cogeneración de energía

10 Figura 20. Imágenes de la torre de enfriamiento, subestación eléctrica y estación de cenizas...88 Figura 21. Calentadores de jugo clarificado en proceso de instalación...89 Figura 22. Enfardadora y estibas de pacas de bagazo...90 Figura 23. Desfibradoras y domo de protección del bagazo a granel...90 Figura 24. Crecimiento de generación y venta de electricidad...91 Figura 25. Mesa de limpieza en seco y decantadores de estación de ceniza...93 Figura 26. Cosecha de caña en verde...94 Figura 27. Vista del relleno sanitario de Monte Rosa...94 Figura 28. Imágenes de limpieza y reforestación...95 Figura 29. Imágenes de proyectos sociales...95 Figura 30. Localización Proyecto San Jacinto Tizate...97 Figura 31. Ubicación Proyecto Amayo Figura 32. Vista Completa de Aerogenerador Figura 33. Vista Panorámica de Generadores y buen manejo de la finca

11 1. Resumen Ejecutivo El presente informe tiene como finalidad de determinar la situación actual de la energía renovable en Nicaragua, las oportunidades y perspectivas del sector, la selección de los proyectos exitosos que pueden ser replicados a nivel nacional y regional; así como la disponibilidad de mecanismos financieros que contribuyan al desarrollo del sector. De esta manera, se contriburá al aumento del acceso de los diferentes actores y agentes relacionados con el sector de la energía en cada país, a los conocimientos y experiencias exitosas de energías renovables en la región; lo que conllevará a un incremento sustancial de las inversiones en proyectos de energía a partir de fuentes renovables. En el presente informe técnico se presenta la Línea Base de las tecnologías energéticas basadas en las fuentes renovables más conocidas de Nicaragua, así como el estado del arte de la generación de electricidad a partir de estas fuentes. Nicaragua es el país más grande en superficie de Centroamérica (130, km2), con la economía más pequeña de la región. Además, presenta la menor densidad de población: 47 habitantes por kilómetro cuadrado (INIDE, 2008), una alta intensidad energética, bajos índices de electrificación y una alta dependencia del consumo de combustibles fósiles producto de un bajo aprovechamiento del alto potencial de sus fuentes renovables de energía. En el año 2010, el Producto Interno Bruto fue de US$ 6,374.60, lo que significa que Nicaragua es el país con la economía más pequeña de la región. Sin embargo, el crecimiento del Producto Interno Bruto superó los pronósticos de crecimiento, logrando una tasa de 4.5% (BCN, 2011). Esto significó que la economía de Nicaragua tuvo el mayor ritmo de crecimiento en Centroamérica para el año El PIB per cápita de US$ 1,122.8 en 2008, tuvo una tasa de crecimiento de 10.4% (BCN, 2009). Por su parte, el consumo per cápita de energía desde el año 2005 ha disminuido considerablemente pasando de un consumo per cápita de 3.20 Barriles equivalentes de petróleo, hasta llegar a 2.50 Barriles equivalentes de petróleo por habitante en 2009, representando una disminución del 19% (MEM, 2011c) La estructura de consumo de energía total de Nicaragua entre el año 2004 al 2009 indica que el sector residencial continúa siendo el sector que mayor consumo de energía tiene en el país, representando en 2009 el 48.4% del consumo total. El sector comercial en 2009 representó el 10.5% del consumo total de energía, el sector industrial representó el 12.3%, el sector transporte representó un 25.7% del consumo total de energía, y el consumo restante (3.2%) correspondió al sector agropecuario y otros (MEM, 2011c). En cuanto a la producción primaria de energía, la matriz energética para el año 2009 muestra que la leña y el petróleo continúan siendo los recursos energéticos de mayor presencia en el país con un 46,20% y 38,40 % en el año 2006 y 45 % y 37% en el año 9

12 2009, respectivamente. Juntos, estos combustibles sumaron en el año 2009 un 82% de la producción total de energía (MEM, 2011c). La generación neta de energía con fuentes renovables representó un 27.92% del total generado en 2009, destacando la hidroenergía y energía geotérmica con un 9.33% y 8.45%, respectivamente (INE, 2011). Ese mismo año, la generación por biomasa representó el 6.63% del total, mientras la energía eólica alcanzó un 3.51% (INE, 2011). En el año 2010, la generación con fuentes renovables totalizó un 37.5%. La hidroenergía y energía geotérmica representaron un 8.08% y 15.03% del total generado, mientras la energía de biomasa y eólica y alcanzaron un 6.76% y 4.83%, respectivamente (INE, 2011). El patrón energético de Nicaragua, que históricamente responde a un problema estructural, nos llevó a ser un país altamente dependendiente de petróleo importado (con más de un 70% de generación termoeléctrica con búnker y diesel en 2007). Esta situación ha limitado el desarrollo económico del país ante la tendencia creciente en los precios internacionales del petróleo Considerando las afectaciones ambientales y económicas del patrón energético vigente en 2007, se determinó que la dependencia de generación eléctrica a partir de petróleo no era compatible con los objetivos de desarrollo sostenible de Nicaragua. A partir de 2007, se implementó una serie de medidas como parte de una estrategia nacional para hacer frente al déficit energético del país. Por ejemplo, se estableció como prioridad incial la creación del Ministerio de Energía y Minas, la instalación de 343 MW adicionales el el Sistema Interconectado Nacional (principalmente a base de búnker y diesel por la urgencia de la situación), y el desarrollo de los primeros proyectos de enerrgías renovables. Con la implementación del Plan Estratégico del Sector Energético de Nicaragua, se están creando las condiciones para el desarrollo de las energías renovables a través de proyectos públicos y privados que aprovechen el enorme potencial de energía renovable disponible. Una de las metas expresadas en el Plan de Expansión de Generación Eléctrica, se espera en el año 2017 la matriz de energía eléctrica dependa en un 94% de fuentes renovables (MEM, 2011b). En cuanto al marco institucional y legal, Nicaragua desde el año 1998 ha creado condiciones para desarrollar un mercado de energías renovables. En ese sentido, se realizaron reformas institucionales que han permitido desarrollar capacidades de inversión privada en el mercado eléctrico en general y en proyectos de energía renovable. El marco legal e institucional del sector eléctrico nicaragüense está dado por la Ley 272 (Ley de la Industria Eléctrica) y la Ley 271 (Ley Orgánica del Instituto Nicaraguense de Energía INE). La Ley 272 segmenta la industria eléctrica de Nicaragua en tres actividades: generación, transmisión y distribución; limitando la participación de las empresas en sólo una actividad. 10

13 El segmento de generación dispone de actores públicos y privados. El sector privado está representado por más de 10 empresas. Por su parte, en el sector público destaca la empresa Nacional de Electricidad (ENEL), la cual se reestructuró en cuatro compañías de generación: HIDROGESA, GEOSA, GECSA y GEMOSA. El sistema de transmisión se mantiene en manos del Estado de Nicaragua a través de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL). Por su parte, el sistema de distribución fue privatizado en año 2000, pasando a manos de la empresa española Unión Fenosa. En el año 2007, se aprueba la Ley creadora del Ministerio de Energía, Ley 612, Ley de Reforma y adición a la Ley No. 290, Ley de Organización y Competencia y Procedimientos del Poder Ejecutivo, para actuar como la entidad rectora del sector energético de Nicaragua, destacando entre sus roles Formular, proponer, coordinar y ejecutar el Plan estratégico y Políticas Públicas del sector energía y recursos geológicos e impulsar las políticas y estrategias que permitan el uso de fuentes alternas de energía para la generación de electricidad. Específicamente, el marco legal de las energías renovables está constituido por la Ley No. 532 (Ley para la Promoción de Generación Eléctrica con Fuentes Renovables), aprobada y publicada en La Gaceta en 2005, y de una serie de leyes anteriores específicas por recursos y sus reformas, leyes complementarias, leyes sectoriales, los reglamentos y las normativas. Este marco legal ha tenido otras reformas con el objetivo de buscar una mayor sinergia entre el sector público y privado para facilitar el desarrollo de energías renovables. Las reformas eliminaron obstáculos administrativos y facilitaron el financiamiento internacional para proyectos de energías renovables. Los nuevos proyectos y las ampliaciones que clasifican como proyectos de generación de energía con fuentes renovables (PGEFR), de acuerdo a esta Ley, gozarán de una serie de incentivos fiscales para la importación de maquinarias, equipos y materiales destinados a la pre-inversión y a la construcción de las obras; así como exoneración de impuesto sobre la renta y de impuestos municipales. Nicaragua suscribió y ratificó la Convención Marco de Cambio Climático de Naciones Unidas desde la década pasada y el Protocolo de Kioto, por lo que cuenta con una Autoridad Nacional Designada para promover proyectos del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), conocida como Oficina de Desarrollo Limpio (ONDL), que ya tiene establecidos los procedimientos de aprobación de proyectos para el mercado de carbono. De las iniciativas presentadas a la ONDL, se destacan tres que se presentan como Estudios de Caso en este Reporte. Uno de ellos es el Proyecto Geotérmico San Jacinto Tizate, en el Departamento de León. El proyecto es ejecutado por la empresa Polaris Energy de Nicaragua, la cual ya está ejecutando una fase piloto de 10 MW y finalizó la construcción de parte de la infraestructura donde estarán instaladas dos turbinas con una potencia total de 72 MW, de los cuales 36 MW entrarán a funcionar en el

14 Otros de los casos exitosos identificados es el Proyecto de Co-generación con Bagazo de Caña en el Ingenio Monte Rosa en el departamento de Chinandega. Este consiste en la implementación de un sistema de generación de energía eléctrica que utiliza como combustible los residuos de biomasa provenientes del procesamiento de la caña de azúcar. El tercer Caso Exitoso es el Parque Eólico Amayo, el cual se encuentra en el suroeste del lago Cocibolca, en el departamento de Rivas. El proyecto consiste en una Primera fase de 19 turbinas eólicas con capacidad de 2.1 MW cada una, totalizando 39.9 MW de potencia1. La segunda fase tiene una capacidad instalada de 23 MW. Se hizo un análisis de los aspectos sociales, económicos y ambientales de estas iniciativas, así como de sus barreras y lecciones aprendidas. Se concluyó que estos proyectos son factibles, replicables y apoyan la estrategia de desarrollo sostenible del país. Dichos proyectos contribuyen a la reducción de la factura petrolera y mejoran la balanza comercial; generan mano de obra y promueven el desarrollo económico local, mientras aumentan la cobertura del servicio de energía eléctrica y disminuye sus costos. Con el desarrollo del presente informe, se han identificado fuentes de financiamiento para el desarrollo del sector de energías renovables; y también se ha verificado que las condiciones de retorno de las inversiones mejoran con la venta de certificados de carbono (CERs). 2. Línea base de Energías Renovables en Nicaragua 2.1. Introducción La situación del sector energético de Nicaragua, se caracteriza por un bajo consumo energético per cápita, un bajo índice de electrificación, una alta intensidad energética y un escaso aprovechamiento del potencial de las fuentes de energía renovable. La matriz de generación de energía en Nicaragua muestra una alta dependencia de los combustibles fósiles. Para el año 2010, un 65.30% de la generación de energía eléctrica se basaba en combustibles fósiles. El porcentaje restante era generado con fuentes renovables, con una participación de 15.03% de plantas hidroeléctricas, un 8.08% de origen geotérmico, un 6.76% de biomasa y el 4.83% eólica (INE, 2011). A pesar del alto potencial de energía renovable identificado, de unos 4,500 MW, sólo se aprovecha menos del 5% para generación de energía eléctrica. De acuerdo al Plan Estratégico de Energía, el mayor potencial de energía renovable está en las fuentes hidroeléctricas con 2,000 MW seguida de las fuentes geotérmicas con 1,500 MW (MEM, 2011a) 1 Entrevista con Sean Porter, Gerente General de Consorcio Eólico Amayo. 12

15 Nicaragua es el país de Centroamérica con menor porcentaje de generación de energía con fuentes renovables. En Centroamérica en el año 2009, la capacidad instalada regional estuvo compuesta en un 45.9% por plantas termoeléctricas, 41.8% por centrales hidroeléctricas, 4.9% a partir de plantas geotérmicas, 6.7% con centrales de cogeneración con bagazo de caña en ingenios azucareros y un 0.7% a partir de plantas eólicas. Lo anterior significa que el 54.1% de la capacidad instalada de generación de energía eléctrica en Centroamérica proviene de fuentes renovables de energía (CEPAL, 2009). El gobierno de Nicaragua, a través del Ministerio de Energía y Minas, ha impulsado una estrategia para eliminar el déficit en la generación de energía, promoviendo la expansión y diversificación de la matriz energética hacia fuentes renovables. Ya existen en marcha varias iniciativas para incrementar la generación de energía a través de inversiones en proyectos eólicos, hídricos, geotérmicos y biomasa. Además, el potencial hidroeléctrico de Nicaragua es muy importante, por lo que con las políticas e incentivos adecuados y el marco jurídico e institucional fortalecido, se logrará atraer la atención de nuevos inversionistas en el sector de energías renovables. Es importante mencionar que Nicaragua estará implementando un Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER,) que ejecutará estudios de factibilidad de proyectos de energías renovables durante los próximos cuatro años como parte de una estrategia integral diseñada para transformar el sector eléctrico. La Línea Base de Energía Renovables en Nicaragua, describe la situación actual sobre desarrollo de la energía renovable bajo el contexto del mercado energético nacional. Asímismo, este trabajo identifica las más recientes y exitosas prácticas en el ámbito de la energía renovable en el país. En este trabajo se describe el rol que juega el subsector de energías renovables en la estrategia para reducir la dependencia de los combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica. Se presenta la información energética general del país, el marco institucional y legal de las energías renovables en el sector eléctrico nicaragüense, así como el marco institucional del mecanismo de Desarrollo Limpio en Nicaragua y la información sobre las instalaciones más relevantes de energía renovable. Además, se identifican las principales lecciones aprendidas de la línea base, haciendo especial énfasis en la identificación de los factores claves y su aplicación en la estrategia que se ha propuesto el Estado nicaragüense de reducir la dependencia del uso de combustibles fósiles en la generación de energía eléctrica. El Informe del Estado del Arte presenta los mayores avances en el campo de las energías renovables en el país, a través de un análisis de las últimas y más exitosas prácticas en el ámbito de la energía renovable. El estado del arte se ha desarrollado eligiendo los proyectos de energías renovables de mayor éxito. Por lo tanto, el informe ofrece información de vital importancia para las instituciones públicas y organizaciones privadas que deseen llevar a cabo proyectos en condiciones 13

16 similares, ya que serán capaces de aprovechar del conocimiento generado en dichas experiencias exitosas y así reducir la incertidumbre asociada a nuevos proyectos de inversión. Para el desarrollo de una Línea Base sobre energía renovable en Nicaragua, se ha realizado la recopilación de información para ofrecer un panorama de la situación energética nacional siguiendo el contenido de la Ficha técnica del país (Anexo 1). Esta tarea ha sido desarrollada en cooperación con el Ministerio de Energía y Minas de Nicaragua Metodología. Se realizó un análisis global de la situación de la generación de energía en el país, haciendo énfasis en el aporte de las instalaciones de energía renovable en la satisfacción de la demanda. Para ello se elaboraron Fichas Individuales de cada instalación en funcionamiento en el país (sobre 1 MW de potencia instalada). Con base en la información procesada para el desarrollo de la Línea Base sobre las Tecnologías Energéticas en el país, se han identificado y seleccionado tres proyectos como los más relevantes en materia de generación de energía con fuentes renovables, con aplicaciones productivas que puedan ser replicados en Nicaragua y en la región de América Latina y del Caribe. Los criterios de selección han sido las características de sostenibilidad que muestran los proyectos. Lo que significa que estos proyectos muestran las siguientes características: crecimiento económico local, generación de empleo y producción de energía limpia (reducción de las emisiones de carbón). Las fuentes de información relevantes utilizadas para la realización de la línea base sobre energías renovables de Nicaragua las podemos clasificar por su procedencia y el tipo de información que contienen: a) Fuentes de información energética. b) Fuentes de información social, económica y productiva por sector. c) Información jurídica y de regulación energética d) Otras fuentes de información Las fuentes de información energética provienen del Ministerio de Energía y Minas (MEM), del Instituto Nicaraguense de Energía (INE), de los archivos del Banco Central, publicaciones sobre el sector de energías renovables, así como de las estadísticas y de las páginas web de estas instituciones y otras. La información social, económica y productiva proviene de las estadísticas y publicaciones oficiales del Instituto Nacional de Información al Desarrollo (INIDE), publicadas en su página web. La información relacionada con el marco jurídico institucional proviene de las leyes de la República publicadas en la Gaceta Diario Oficial del Gobierno de Nicaragua Información energética general del país 14

17 Nicaragua es el país con mayor superficie de Centroamérica, con km2, con 120, km2 en tierra firme, presentando una población total de , de los cuales 2,809,918 son hombres y 2,858,948 mujeres (INIDE, 2008). La población urbana representa un poco más del 56%, la cual se concentra en la ciudad capital Managua, y las principales ciudades del pacífico y centro norte del país. También es importante señalar que Nicaragua tiene la densidad poblacional más baja de Centroamérica, con 47 habitantes por kilómetro cuadrado. La población ha crecido entre los años 2000 y 2008 a un ritmo de 1.3% anual (INIDE, 2008). Para enfrentar el déficit energético que durante el año 2006 alcanzaron hasta el 20% de la demanda máxima (unos 100 MW), se otorgó alta prioridad al sector eléctrico como base fundamental para el desarrollo de Nicaragua. El Ministerio de Energía y Minas creado en 2007 impulsó medidas inmediatas: a. Se agregaron 343 MW adicionales en la capacidad instalada de generación eléctrica, principalmente mediante plantas termoeléctricas y 23 MW a base de recursos renovables. b. Se crearon las condiciones y se realizaron gestiones para el desarrollo del proyecto geotérmico San Jacinto Tizate (72 MW) y el proyecto eólico Amayo (63 MW), ambos privados, para resolver los problemas de financiamiento. El parque de generación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Nicaragua estaba conformado por 29 centrales en 2010, con una capacidad instalada conjunta de 1,060.1 MW (INE, 2011) Para 2010, el 65.3% de la energía generada es de origen térmico basada en el consumo de búnker y diesel, representando 2,169 MWh en el transcurso del año (INE, 2011). Por otra parte, Nicaragua tiene la intensidad energética más elevada en Centroamérica (OLADE, 2010). En 2010, un 66.7% de la población tuvo acceso a servicios de electricidad. En cuanto al consumo de energía eléctrica, la mayoría de los clientes, alrededor del 83.8%, consumen menos de 150 KWH por mes (MEM, 2011a) Producto Interno Bruto en Nicaragua En el año 2010, el Producto Interno Bruto fue de US$ 6,374.60; lo que posiciona a Nicaragua como el país con la economía más pequeña de la región. Tabla 1. Principales Indicadores Económicos de Nicaragua Descripción a/ 2010 b/ 15

18 Crecimiento Producto Interno Bruto (%) Crecimiento Producto Interno Bruto por Habitante (%) , , , , , , ,374.6 PIB a precios corrientes 81,524.4 (millones de Córdobas) Índice Implícito del PIB (1994=100) PIB (millones de Dólares 4,872.0 Corrientes) 121, , , Fuente: (BCN, 2011) a/ Cifras Preliminares b/ Cifras Estimadas En 2010 se esperaba que el crecimiento del PIB real de Nicaragua fuera ligeramente superior a 3%, con lo que retomaría la senda de expansión que se había interrumpido en 2009 cuando se contrajo 1,5% por efecto de la crisis financiera internacional. La recuperación económica se apoya en el fuerte dinamismo de las exportaciones, que alcanzó un 30% de incremento en 2010 (CEPAL, 2010). Entre los sectores con mayor dinamismo en 2010, se destacó la manufactura (incremento de 8,9% en 2010 en contraste con caída de 2,9% del año precedente). El sector de alimentos y vestuario mostraron el mayor impulso, con incrementos medios de 40,3% y 12,1%, respectivamente. La actividad pecuaria y el comercio lograron incrementos de 10,3% y 5,4% respectivamente, lo que contrasta con la baja de 8,4% del sector financiero producto de la poca colocación de créditos (CEPAL, 2010) 16

19 Tabla 2. Nicaragua: Producto Interno Bruto por Actividad Económica Fuente: (BCN, 2011) a/ Cifras Preliminares b/ Cifras Estimadas c/ Incluye ganadería, silvicultura y pesca Posición relativa de Nicaragua en Centroamérica. Nicaragua en 2007 era el país con el menor Crecimiento del Producto Interno bruto de la Región, teniendo aproximadamente un ritmo de crecimiento de apenas un 50% del promedio centroamericano. En el año 2009, tuvo un decrecimiento en su economía de -1.5% relativamente menor que el resto de países del área con excepción de Panamá (CEPAL, 2009). En 2010, el crecimiento del Producto Interno Bruto superó los pronósticos de crecimiento del 2%, logrando una tasa de 4,5% (BCN, 2011). Esto significó que la economía de Nicaragua tuviera el mayor ritmo de crecimiento en Centroamérica. Por otra parte, Nicaragua pasó de tener un PIB per cápita de US$ en 2001 a US$ 1,122.8 en 2008, con una tasa de crecimiento para ese año de 10.4% (BCN, 2009). 17

20 Estructura del Sector Eléctrico en Nicaragua El sector eléctrico de Nicaragua está compuesto de una gama de agentes públicos y privados que garantizan que todas las actividades vinculadas se realicen de manera coordinada, transparente y con la mayor eficiencia posible. A continuación se muestran los agentes del sector eléctrico: Ministerio de Energía y Minas Entes Reguladores Instituto Nicaragüense de Energía Comisión Regional de Interconexión Eléctrica Centro Nacional de Despacho de Carga Entidades Operadoras Comisión Regional de Interconexión Eléctrica Productores Agentes de Mercado Institución gubernamental que define las estrategias y planes de acción para el desarrollo del sector eléctrico nacional Ente regulador del sector de energía, cuya finalidad es promover la competencia para garantizar mejores costos y calidad Ente regulador del mercado regional de energía, con personería jurídica y capacidad en el derecho internacional Administrador del Mercado Eléctrico de Nicaragua (MEN), del Mercado Regional (MER) y la operación del Sistema Interconectado Nacional SIN Organismo para administrar el Mercado regional, creado por el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central 17 Plantas de Generación de Electricidad Transmisores Empresa Estatal de Transmisión ENATREL Distribuidoras Empresa privada Disnorte - Dissur Grandes Consumidores Consumidores con voltajes > 13.8 Kva y una carga concentrada > 1,000 Kw Agentes Regionales Fuente: Elaboración propia basado en información de (CNDC, 2010) Intensidad Energética en Nicaragua Según Balances Energéticos elaborados con datos correspondientes al período 2005 a 2009 (MEM, 2011c), la Intensidad Energética de Nicaragua ha mejorado, de requerir 3.70 Barriles equivalentes de petróleo por cada mil dólares de Producto Interno Bruto en 2005 hasta requerir 2,82 barriles por $1,000 de PIB en 2009, representando una mejora del 23% en el período Estos datos se reflejan en la siguiente tabla: 18

21 Tabla 3. Indicadores de Intensidad Energética en Nicaragua AÑO Consumo Final (KTep) 2, , , , , INDICADORES ( ) Consumo PIB PIB Final Millones Millones (KBEP)2 C$ 1994 U$ 3 17, , , , , , , , , , , , , , , Intensidad Energética (BEP/ Miles U$) Fuente: Elaboración propia basada en datos oficiales (MEM, 2011c). Intensidad Energética de Nicaragua en relación a Latinoamérica. Nicaragua tiene una intensidad energética relativamente alta a nivel latinoamericano, y es la mayor en la región centroamericana. Esta situación coloca al país en una situación de desventaja en sus intercambios comerciales. En casos como el de países vecinos, Costa Rica con 1.14 BEP y Panamá con 1.16 BEP tienen una intensidad energética significativamente menor que los 2.82 BEP que requiere Nicaragua para producir 1,000 dólares de PIB. En las figuras 1 y 2 se muestra la Intensidad Energética de Nicaragua en relación a otros países de Latinoamérica y a Centroamérica Figura 1. Coeficiente de Intensidad Energética en Latinoamérica Fuente: (OLADE, 2010) 2 3 Se ocupó tasa de conversión TEP a BEP de según Tabla de Conversiones (OLADE, 2004) Se ocupó tasa de cambio promedio de 1994: 1 dólar equivale a córdobas de 1994 según BCN 19

22 Es importante destacar que los datos presentados en la Figura 2 muestran un valor intensidad energética de Nicaragua es de 3 BEP / $1,000 PIB; mientras la cifra según el MEM, indica que es 2.82 BEP / $1,000 PIB. Esta pequeña diferencia se presenta porque el método de cálculo de OLADE tiene una base monetaria en dólares a valores constantes del año 2000, mientras que los cálculos del MEM se basan en base al PIB de valores constantes de Figura 2. Coeficiente de Intensidad Energética en Centroamérica Fuente: (OLADE, 2010) Consumo de energía per cápita Según Balances Energéticos de 2005 a 2009 (MEM, 2011c),el Consumo Per Cápita se ha reducido de 3.20 Barriles equivalentes de petróleo por habitante en 2005, hasta llegar a 2.50 Barriles equivalentes de petróleo por habitante en 2009, representando una disminución del 21.88% durante todo el período analizado. Estos datos se reflejan en la siguiente gráfica: Tabla 4. Consumo de Energía Total Per Cápita en Nicaragua AÑO INDICADORES ( ) Consumo Final Consumo Final Población Nacional Consumo Per Cápita (KTep) (KBEP)14 (10³ Hab.) (BEP/ Hab.) 2, , , , , , , , , , , , , , , Fuente: (MEM, 2011c) 4 Se ocupó tasa de conversión TEP a BEP de según Tabla de Conversiones (OLADE, 2004) 20

23 Consumo total de energía de Nicaragua en relación a Latinoamérica. El consumo per cápita de Energía para el año 2009 fue de 2.50 Barriles Equivalentes de Petróleo (MEM, 2011c). Para determinar la posición en Latinoamérica, la figura 3 y 4 indican que el consumo per cápita en 2009 de Nicaragua es uno de los más bajos a nivel Latinoamericano y el más bajo de todos los países Centroamericanos (OLADE, 2010). Este indicador conlleva a bajos estándares de vida y de confort de la población, particularmente si se consideran las desigualdades en la distribución del ingreso y de la riqueza. En las figuras 3 y 4 se muestra la posición de Nicaragua en Latinoamérica y Centroamérica por sus indicadores de consumo de energía per-cápita: Figura 3. Coeficiente de Consumo Energía Per Cápita en Latinoamérica Fuente: Elaboracion propia a partir de datos de Olade (OLADE, 2010) 21

24 Figura 4. Coeficiente de Consumo Energía Per Cápita en Centroamérica Fuente: Elaboracion propia a partir de datos de Olade (OLADE, 2010) Es importante destacar que los datos presentados en la figura anterior indican que el Consumo de Energía Per Cápita de Nicaragua en 2009 fue de 2.61 BEP / Habitantes. Según datos oficiales actualizados del Ministerio de Energía y Minas, la cifra indica 2.50 BEP / habitante Consumo per cápita de electricidad en Nicaragua Según Balances Energéticos elaborados de 2005 a 2009, el Consumo Per Cápita de Electricidad ha incrementado de Kilowatts-hora por habitante en 2005 hasta alcanzar Kilowatts-hora por habitante en 2009, representando un alza del 12% durante el período analizado (MEM, 2011). A continuación se muestra el comportamiento del indicador en dicho período: Tabla 5. Consumo de Energía Eléctrica Per Cápita en Nicaragua Fuente: Cálculos propios basado en (MEM, 2011c) Consumo per cápita de electricidad de Nicaragua relativo en Latinoamérica. Para determinar la posición de Nicaragua en la región, se muestra en la figura 5 y 6, el consumo 22

25 per cápita para 2009 fue uno de los más bajos lugares a nivel Latinoamericano y el más bajo de todos los países Centroamericanos (OLADE, 2010). Figura 5. Coeficiente de Consumo de Electricidad Per Cápita en Latinoamérica Fuente: Elaboración propia a partir de datos de (OLADE, 2010) Figura 6. Coeficiente de Consumo de Electricidad Per Cápita en Centroamérica Fuente: Elaboración propia a partir de datos de (OLADE, 2010) Es importante destacar que los datos presentados en la Figura 6 se ocupan para analizar la situación de Nicaragua en relación a otros países según datos del año El Consumo de Energía Eléctrica Per Cápita en Nicaragua según datos actualizados al 2011 fue de Kilowatts-hora por habitante, según el MEM (MEM, 2011c) Consumo nacional de Energía Oferta y demanda de energía eléctrica. Como se puede apreciar en la tabla N 7, la evolución del consumo total de energía en Nicaragua desde el año 2006 hasta el 2009 muestra un crecimiento moderado de 2.90 y 3.30% entre el 2006 y el 2007, siguiendo una 23

26 tendencia decreciente entre el , pasando de una tasa de crecimiento anual positiva de 3.30% en el 2007 a una tasa anual negativa de -2.30% en el 2009 como producto de la crisis económica y ambiental que ha afectado a los países de la región, en particular a Nicaragua, con la mayor sequía de su historia en el año Esta situación se refleja también en la caída de las importaciones brutas de energía, que en el año 2008 y el año 2009 tuvieron una tasa de crecimiento negativa de -55% y % respectivamente. También se puede observar que el sector que ha sido más afectado en este período es el sector hidroeléctrico con una caída del % en el año 2009, seguido por la geotermia y combustibles fósiles, con 7.8 % y 7.30 % respectivamente. En cuanto a la demanda, los sectores que más incrementaron sus consumos fueron el sector de irrigación y el sector residencial. Al mismo tiempo, decreció la demanda del sector comercial de una tasa anual de 5.50 % en el año 2006 a una tasa anual de crecimiento de 2.50% en el año Esto se explica por el crecimiento de las exportaciones agropecuarias en estos años y la reducción de la actividad comercial. Tabla 6. Oferta y Demanda de Energía en Nicaragua Fuente: (CEPAL, 2010) 24

27 a/ Cifras Preliminares b/ La empresa distribuidora se privatizó en el 2000, a partir del cual el bloque de consumo del gobierno se distribuye en los otros bloques según la tarifa c/ Se refiere a pérdidas de transmisión y distribución. d/ Porcentajes e/ Miles de Barriles Oferta Interna Bruta de Energía en Nicaragua La oferta interna bruta de energía, ascendió en 2009 a la cifra de 19,917 miles de Barriles Equivalentes de Petróleo (KBEP), de los cuales el 78.7% corresponde a energía primaria y el 21.3% restante es energía secundaria. De la oferta de energía primaria, el 82% corresponde a Leña y Petróleo, con 45 % y 37 % respectivamente (MEM, 2011c) Figura 7. Oferta Interna Bruta de Energía Primario Leña Residuos Vegetales Otras Biomasas Petróleo Hidroenergía Geoenergía Eolica Fuente: Elaboración propia a partir de estadísticas (MEM, 2011c) Según balances energéticos elaborados de 2006 a 2009 (MEM, 2011c), la Oferta Interna ha alcanzado en 2009 los 19.9 millones de barriles equivalente de Petróleo. Como se aprecia en la tabla No. 8, la oferta interna bruta primaria de energía en Nicaragua fue de 15, KBEP en el año 2006 y de 15, KBEP en el año La leña y el petróleo continúan siendo los recursos energéticos de mayor presencia en el país con un 46,20% y 38,40 % en el año 2006 y 45 % y 37% en el año 2009 respectivamente. La participación proporcional de la leña en la matriz energética del país ha pasado de representar un 55.7% en el año 2004 (CNE, 2004) a un 46.2% en el año 2006 y un 45 % en el año 2009 (MEM, 2011c). Uno de los factores que inciden en este brusco cambio es que a partir de 2007 se efectuaron cambios en la forma de cálculo de la demanda de leña. 25

28 La oferta interna bruta de petróleo ha pasado de representar un 32.8% en 2004 a un % en el año 2006, y luego disminuyó a un 37% en el año 2009, confirmándose la fuerte dependencia de los combustibles fósiles (MEM, 2011c). Por su parte la energía geotérmica, que representaba el 1.6 % en el año 2004, pasó a 3.4 % en el 2006 y a un 3.3% en el año Asimismo, la hidroenergía que en el año 2004 significaba un 1.3%, pasó en el 2006 a 1.5% y en el 2009 a 1.40 %. La energía eólica inicia operación comercial hasta 2009, y aparece representada por primera vez en la matriz energética nacional en el año 2009 con un 0.40% de la energía total (MEM, 2011c). Tabla 7. Oferta Interna Bruta de Nicaragua (KBEP) Fuente: (MEM, 2011c)5 RV + OB: Residuos Vegetales + Otras Biomasas Como se puede observar en la tabla N 9, en cuanto a la producción de energía primaria excluyendo al petróleo, la base de esta producción en todo el período del 2006 al 2009 ha sido energía de biomasa, incluyendo leña y residuos vegetales, con 10, KBEP y 5 Se ocupó tasa de conversión TEP a BEP de según Tabla de Conversiones de (OLADE, 2004) 26

29 representa el 85.40% en el año 2006, con una ligera disminución en el año 2009 a 9, KBEP, lo que representa el 89.80% de la producción primaria excluyendo al petróleo. La producción de energía primaria con hidroenergía y geotérmica representaron en el año 2006 un 14.60% de la producción total, y en el año 2009 su participación había caído a un 9.60%. Tabla 8. Producción de Energía Primaria en Nicaragua (KBEP) * Fuente: (MEM, 2011c)6 *No incluye petróleo Consumo de energía del sector eléctrico en Nicaragua Como se puede observar en la Tabla 10, el consumo de energía en el sector eléctrico es de KTEP, siendo el consumo de las centrales eléctricas a base de bunker (fuel oil) las que consumen el 67% de la energía y el 33% restante, plantas eléctrica a base de diesel. Tabla 9. Consumo de Energía - Sector Eléctrico, Año 2009 Tipo de Central Eléctrica (según combustible) Diesel Bunker (fuel oil) Total Consumo Energía KTEP Consumo Energía KBEP , ,908.4 Fuente: (MEM, 2011c) Capacidad instalada de generación eléctrica Como se observa en la Tabla 11, Nicaragua en el año 2010 contaba con una capacidad instalada de generación eléctrica de MW, de los cuales el (68.12%) corresponde a 6 Se ocupó tasa de conversión TEP a BEP de según Tabla de Conversiones (OLADE, 2004) 27

30 generación termoeléctrica convencional a base de combustibles fósiles, en las que destaca la generación con bunker (396.7 MW) y generación con turbinas de vapor (140 MW). La generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representó el 31.88% de la capacidad total, destacando Cogeneración (127 MW) y Generación Hidroeléctrica (100 MW). Tabla 10. Capacidad Instalada de Energía Eléctrica en 2009 y 2010 Fuente: (INE, 2011) Como se aprecia en la Tabla 12, Nicaragua presenta la menor capacidad instalada de potencia total de Centroamérica en el año 2008 (incluyendo fuentes basadas en petróleo y renovables), con una capacidad instalada de MW, que representa el 8.7% del total de la región (CEPAL, 2009). La capacidad instalada de Nicaragua en 2008, representó sólo el 36 % de la capacidad instalada de Costa Rica que es el que dispone de mayor capacidad instalada con 2,446 MW; el 39% de la de Guatemala, que le sigue con 2, MW; y el 61 % de la capacidad instalada de Honduras que es de 1, MW (CEPAL, 2009). Tabla 11. Capacidad Instalada en Centroamérica, 2008 Fuente: (CEPAL, 2009) Para 2009, de las 17 centrales de generación eléctrica, siete eran de propiedad estatal y diez del sector privado. Estas centrales juntas tenían una potencia instalada de MW. El 28

31 sector público, con siete empresas, representó el 40% de la potencia instalada total y el sector privado el 60% de esta capacidad instalada. Sin embargo, el sector público representó de la Generación de Energía neta sólo el 28% del total y el sector privado el restante 72% (BCIE, 2009a). Del total de la electricidad producida, se estima que un 28% se pierde en las redes, de los cuales a transmisión le corresponde un 2% y a distribución un 26%. Este 26% se desglosa en pérdidas técnicas (8%) y no técnicas (18%) (BCIE, 2009a). Las cifras oficiales del sector eléctrico para Nicaragua son descritas a continuación. Según la tabla 13, la generación neta de energía del Sistema Interconectado Nacional fue de 3, GWh y de 3, GWh para los años 2009 y 2010, respectivamente. Es importante notar que la dependencia en generación a partir de plantas termoeléctricas ha cambiado del 72.08% en 2009 al 65.30% en Tabla 12. Generación Neta de Energía por tipo de Planta Fuente: (INE, 2011) Consumo final de energía Como se muestra en la tabla 15, el consumo final de energía para el año 2004 fue de 17, miles de BEP, de los cuales el 57.9% corresponde a leña, el 1.5% a residuos vegetales, el 0.6% a carbón vegetal, el 32.9% a productos derivados de petróleo y finalmente energía eléctrica con el 7.1% (CNE, 2004). Por otra parte, el consumo de derivados de petróleo alcanzó los 5,710.9 miles de BP, de los cuales el 7.9% corresponde a gas licuado, el 24.4% gasolina, el 3.8% kerosene, el 48.9% diesel oil, el 5.4% fuel oil, el 5.1% coque y el 4.4% restante a los no energéticos (CNE, 2004). 29

32 Tabla 13. Consumo Final de Energía por Fuente 2004 Fuente: (CNE, 2004) En el período 2006 a 2009, como se observa en la tabla 16, el comportamiento del consumo de energía por fuente ha mantenido su dependencia en leña y derivados del petróleo con el 87.4% del total de consumo de energía. En este período la electricidad ha incrementado en 1.1 %, de 9.8 % en 2006 hasta 10.9 % en 2009 (MEM, 2011c). El consumo de energía a partir de Residuos vegetales, Otras Biomasas y Carbón Vegetal se ha mantenido casi constante, representando un 1.8% en 2006 y 1.7% en En todo el período se manifiesta la falta de interés en el aprovechamiento de los residuos. El consumo de leña se ha mantenido constante, pasando de 6, KBEP en 2006 a 6, KBEP en 2009, manteniendo su peso en el consumo total en un 47.6%. Tabla 14. Consumo Final de Energía por Fuente Fuente: Cálculos propios basado en datos oficiales del MEM (MEM, 2011c) Consumo final de energía por sector Para 2005, el 61% del consumo final de energía era absorbido por la población (sector residencial) para satisfacer necesidades básicas de cocción de alimentos, iluminación, refrigeración y otros. El 39% restante de la energía final se dividía casi en partes iguales entre el aparato productivo y el transporte de pasajeros y carga (MEM, 2007). Por otra parte, el consumo de energía del sector productivo para 2005 era muy bajo: el sector industrial y el sector agropecuario apenas consumían juntos el 11% del consumo total. En la figura 8 se desglosa la participación de los sectores en el consumo final de energía para ese año: 30

33 Figura 8. Consumo Final de Energía por Sector, 2005 Fuente: (MEM, 2007) Para 2005, el 83% de los clientes con consumos menores a 150 kwh por mes representó alrededor del 46% de la energía eléctrica, mientras el 4% de clientes con consumos mayores a 300 kwh por mes representaban el 27.8% del consumo total de energía eléctrica. En la figura 9 se detallan los clientes según el nivel de consumo: Figura 9 Clientes por consumo de energía eléctrica, 2005 Fuente: (MEM, 2007) En el período , como se observa en la tabla 17, el principal sector consumidor de Energía es el sector residencial, que pasó del 47,6% en 2006 a 48.4% en

34 El segundo consumidor es el Sector Transporte, que representó el 25.7 % del consumo total en Es importante destacar el poco peso de los sectores Industrial y Agropecuario, que de manera conjunta solo representaron el 14.2% del consumo energético nacional en 2009 (MEM, 2011c). Por su parte, el sector Transporte incrementó su participación en el consumo de 19.4% en 2005 hasta un 25.7% en Tabla 15. Consumo Final de Energía por Sector Fuente: Elaboración propia a partir de datos del MEM (MEM, 2011c) Exportaciones de Energía Eléctrica Según datos del Centro Nacional de Despacho de Carga, las exportaciones de energía de Nicaragua al extranjero alcanzaron 43,293 MWh, de los cuales 11,040 MWh se dirigieron hacia la frontera Sur y 32,253 MWh se dirigieron hacia la frontera Norte (CNDC, 2010) Límites del patrón energético actual y perspectivas de las energías renovables. El patrón energético de Nicaragua, que históricamente responde a un problema estructural que nos llevó a ser un país altamente dependendiente de petróleo importado (en más de un 70% de la generación eléctrica), lo cual ha limitado el desarrollo económico del país ante la tendencia creciente en los precios internacionales del petróleo La crisis energética generalizada que ha afectado a la región centroamericana en años recientes, ha tenido importantes incidencias en el caso de Nicaragua, considerando la alta dependencia en 2008 en un 74% de generación eléctrica a partir de combustibles fósiles (CEPAL, 2009), pero que se ha visto mejorado en 2010 con una dependencia de 65.3% en generación termoeléctrica (INE, 2011) Además, la producción total de energía en Nicaragua dependió en 2009 en un 82% del consumo de leña y de petróleo importado (MEM, 2011c). Esta situación provoca serias consecuencias ambientales y económicas, por lo que siendo Nicaragua un país de una economía pequeña y abierta, y que no produce petróleo, resulta imperativo el cambio de la matriz energética. 32

35 Las exportaciones totales de Nicaragua en 2008 alcanzaron los 1,488.7 millones de dólares, 21.5% más que los 1,224.8 millones de dólares durante 2007, sin embargo las importaciones pasaron de 3,593.3 millones de dólares en 2007 a 4,286.7 millones de dólares en 2008, para un incremento de 19.3%. Las razones principales de ese déficit en la balanza comercial, es la dependencia de Nicaragua del consumo del petróleo, así como la mayor demanda de bienes en materia prima e insumos del sector industrial. La factura petrolera en 2008 fue de millones de dólares, un 17.9 % superior en relación a Los millones de dólares de la factura petrolera representan el 64.06% de las exportaciones totales de 2008 (BCN, 2009). Desde el punto de vista ambiental, el patrón energético vigente en 2007, basado en la combustión de petróleo y leña ha tenido graves consecuencias ambientales que no son compatibles con los objetivos de desarrollo sostenible de Nicaragua. Este patrón energético, considerado insostenible financieramente, es altamente contaminante y contribuye a incrementar las emisiones del CO2 hacia la atmósfera. Nicaragua cuenta con un alto potencial de energías renovables, que debe ser utilizado ampliamente para impulsar el crecimiento económico sostenible. Existe consenso entre los actores nacionales que el potencial de generación de energía con fuentes renovables puede terminar con la dependencia excesiva del petróleo. De acuerdo al potencial estimado de energía con fuentes renovables, y específicamente el Plan de Expansión de Generación Eléctrica, se espera en el año 2017 la matriz de energía eléctrica dependa en un 94% de fuentes renovables, en las que la hidroenergía y la energía geotérmica representarían el 77% del total de generación (MEM, 2011b) Según la Tabla 18, Nicaragua tiene más de MW de capacidad potencial para producir energía renovable, de los cuales 2,000 MW corresponden a energía hidroeléctrica, 1,500 MW a energía geotérmica, 800 MW a energía eólica y 200 MW a Biomasa. un importante potencial de generación de energía eólica y a base de biomasa. Tabla 16. Potencial de Energías Renovables en Nicaragua Fuente: (MEM, 2011a) Por esta razón el Gobierno de Nicaragua ha elaborado un completo programa de inversiones en el desarrollo energético con fuentes renovables, con el objetivo de lograr, en 33

36 el año 2017, que al el 94% por ciento de la energía eléctrica provenga de fuentes renovables y que no sólo sea satisfecha la creciente demanda interna, sino que, además, el país pueda exportar energía a las naciones vecinas (MEM, 2011a). Como se muestra en la figura N 10 y 11, la generación neta de energía mejoró su dependencia en plantas termoeléctricas de un 73.9% en 2007 a 65.3% en Figura 10. Generacion Energía Neta 2007: Figura 11. Generación Energía Neta 2010: 2,863 GWh / año 3,321GWh / año Fuente: Basado en datos oficiales del MEM (MEM, 2011a) Según el Plan Indicativo realizado por el Ministerio de Energía y Minas, para el año 2017 únicamente el 6% de la energía eléctrica generada proveendrá de plantas termoeléctricas. Se pasará de una generación de 3,321 GWh-año en 2010 a una generación de energía de 4,823 GWh-año en 2017, destacando la generación hidroeléctrica y geotérmica con un 41% y 35% de la generación total, respectivamente. Figura 12. Estimación de Matriz de Generación Eléctrica en 2017 Fuente: (MEM, 2011b) 34

37 Potencial de las fuentes de energía renovable. Como se aprecia en la Tabla 17, en el Istmo Centroamericano la fuente energética autóctona más importante para generar electricidad es, sin duda, la hidráulica. La subregión cuenta con un potencial total de MW, de los que hasta la fecha, se han explotado sólo 17%, equivalente a un potencial de MW aún por explotar. Tabla 17. Potencial de los recursos Hidroeléctricos en Centroamérica 2004 Fuente: (CEPAL, 2009) Como muestra la Tabla 18, Nicaragua es el país con mayor potencial geotérmico de Centroamérica: Tabla 18. Potencial de los recursos Geotérmicos Centroamérica 2004 Fuente: (CEPAL, 2009) Como se aprecia en la Tabla 19, el potencial geotérmico conocido en Nicaragua se estima en unos 1,200MW. De estos campos se destacan dos en particular, que tienen licencias de operación) campo geotérmico de Momotombo, con generación de 32 MW; y campo geotérmico San Jacinto-Tizate, que está generando 10 MW y se expandirá hasta 72 MW. 35

38 Tabla 19. Potencial Geotérmico estimado en Nicaragua ÁREAS Volcán Casitas - San Cristóbal Volcán Telica - El Ñajo San Jacinto Tizate Volcán El Hoyo - Monte Galán Volcán Momotombo Managua-Chiltepe Tipitapa Masaya-Granada-Nandaime Isla de Ometepe TOTAL POTENCIAL (MW) Fuente: (MARENA/CPmL-N, 2010) Se puede apreciar en la figura 13 los principales parques geotérmicos de Nicaragua, los cuales deben entrar en una fase de estudios para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica. 36

39 Figura 13. Mapa de Potencial Geotérmico de Nicaragua, Fuente: Mapa Oficial del Ministerio de Energía y Minas Como se observa en la Tabla 20, el recurso hidroeléctrico en Nicaragua tiene un alto potencial, destacando 11 proyectos principales que suman un total MW. El 94% de los recursos hidroeléctricos del país se concentran en la vertiente del Atlántico y un 6% en el Pacífico. 37

40 Tabla 20. Red hidrológica priorizada para la producción de hidroeléctrica Central Hidroeléctrica Salto Y-Y Copalar Bajo Boboké Tortuguero Mojolka Pantasma Larreynaga El Carmen Tumarín El Ayote Kepí Estado del Proyecto Potencia MW Proyectos con Factibilidad. Proyectos con Pre factibilidad. Proyectos con Pre factibilidad. Proyectos con Factibilidad. Proyectos con Pre factibilidad. Proyectos en Ejecución Proyectos en Ejecución Nivel Avanzado de Gestión Nivel Avanzado de Gestión Proyectos con Factibilidad Nivel Avanzado de Gestión TOTAL ,35 Fuente: (MARENA/CPmL-N, 2010) Se puede apreciar en la figura 13, se tienen debidamente identificados los principales potenciales hidroeléctricos en el territorio nicaragüense: Figura 14. Mapa de Potencial Hidroeléctrico de Nicaragua, 2010 Fuente: Mapa Oficial del Ministerio de Energía y Minas 38

41 En la Figura 14 se observa el potencial eólico de Nicaragua (800 MW), de los cuales se han identificado 650 en el Istmo de Rivas y 150 en el Departamento de Chontales. Figura 15. Mapa de Potencial Eólico de Nicaragua Fuente: Mapa Oficial del Ministerio de Energía y Minas Ante la situación actual de la matriz energética, que depende mayoritariamente de plantas térmicas a base de petróleo, se ha presentado el siguiente plan de expansión de generación para el período , de acuerdo a un escenario de demanda media (MEM, 2011b). 39

42 Figura 16. Expansión de Generación Eléctrica en Nicaragua Fuente: (MEM, 2011b)

43 Emisiones de CO2 en la producción de electricidad. El Inventario se realiza estimando el volumen de las emisiones totales y después se deducen las absorciones o capturas, resultando en un balance entre emisiones y absorciones. El balance neto anual de emisiones/absorciones de gases de efecto invernadero para el año de referencia 2000, indican como resultado entre la fijación de -94,489 Gg de CO2 y la emisión de 139,869 Gg de CO2, queda un saldo positivo de 49, Gg de CO2, lo que equivale a 49,220,190 Toneladas de CO2 (MARENA, 2005). En una publicación reciente del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente PNUMA, 2008, donde se comparan las emisiones en América Latina, Nicaragua es el país de Meso América que reporta menor cantidad de emisiones per cápita ubicándose entre los cuatro países de América Latina con menores emisiones. La contribución de Nicaragua en materia de gases efecto invernadero es matemáticamente despreciable tomando en consideración que en 1994 el país captaba más dióxido de carbono del que emitía, disponiendo de un balance neto de -12, Gg (MARENA, 2005). Las emisiones de Nicaragua, apenas entran en las estadísticas mundiales, pues representan el 0.03% de las emisiones totales. La fijación y absorción de CO2 registrada se debió a los procesos de regeneración natural de la cobertura boscosa, cambios en los bosques y otras leñosas; así como por el abandono de las tierras cultivadas sobre el territorio nacional. La tabla 21 muestra el resumen de la emisión y absorción anual neta de gases de efecto invernadero para cada uno de los sectores incluidos en el Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero (INGEI), mientras la Tabla 22 muestra el Inventario Completo. Tabla 21. Emisiones de CO2 en Nicaragua Fuente: MARENA,

44 Tabla 22. Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, Nicaragua Fuente: MARENA

45 Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para Sector Energía. La distribución de las emisiones de gases de efecto invernadero durante el año 2000 se muestran en la siguiente figura: Figura 17. Emisiones Sector Energía en Nicaragua, 2000 Fuente: Elaboración propia a partir de (MARENA, 2005) EN el año 2000, el total de emisiones de CO2 eq (dióxido de carbono equivalente a los otros gases de efecto invernadero) fue de 3, Gg. La industria energética y el transporte fueron las principales fuentes de emisión de GEI. A nivel de consumo energético, el comportamiento tiende a ser muy variable. El subsector residencial reporta el consumo más alto en comparación al resto de subsectores: 52% equivalente a KTep, siendo la leña su fuente principal (MARENA, 2005) Respecto a las actividades económicas vinculadas al sector comercial, industria, transporte, agropecuario, éstas demandan el 89.8% de los derivados del petróleo o fuentes secundarias. Las emisiones producidas durante la generación termoeléctrica en el subsector industria eléctrica, las emisiones aplicables a la aviación doméstica (nacional) y al transporte terrestre del subsector transporte aportan las mayores cantidades de Dióxido de Carbono (CO2), 76% del sector energía, debido al uso de los derivados del petróleo, principalmente fuel oil, diesel y gasolina. (MARENA, 2005) Por otro lado, de 175,085 vehículos que se tenía registrado en 1994, año base del inventario anterior, en el año 2000, el parque vehicular terrestre se ha incrementado en más de 200, 000 unidades. Según la Dirección de Registro Vehicular de la Policía Nacional, para el año 2000, la mayor parte del parque vehicular fue fabricado durante la década de los 90 y en proporciones similares, durante los 80 y 2000, es decir que, un 70% de los vehículos que circulan tienen más de 10 años. (MARENA, 2005) 43

46 2.4. Marco Institucional y Legal de las Energías Renovables en el Sector Eléctrico Nicaragüense. El marco legal e institucional del sector eléctrico nicaragüense está dado por la Ley de la Industria Eléctrica, Ley No. 272, aprobada el 18 Marzo 1998 y publicado en La Gaceta No. 74 del 23 Abril 1998; y la Ley 271 (Ley Orgánica del INE). Estas Leyes han venido siendo reformadas en varias ocasiones como se verá en el marco legal. En 1998, con la aprobación de las Leyes 272 y 271, se consolidaron las reformas iniciadas a partir de 1990: La Ley Nº 272 estableció los principios básicos para el funcionamiento de un mercado mayorista competitivo con la participación de compañías privadas; mientras La Ley 271, Reforma del INE, condujo a la creación de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que asumió las responsabilidades de elaboración de políticas y de planificación Marco Institucional. La Ley 272 de la industria eléctrica (LIE) crea la Comisión Nacional de Energía, adscrita al Poder Ejecutivo, como el organismo rector con carácter interinstitucional a cargo de las políticas, las estrategias y la planificación del sector. La Ley de la Industria Eléctrica, promulgada en 1998, sentó las bases para la participación del sector privado en la industria eléctrica nicaragüense, tanto en generación como en distribución. Como consecuencia de la reforma surge un mercado mayorista, el cual consta de un mercado de contratos y de un mercado de ocasión. En el artículo 9 de la LIE se especifica la creación de la Comisión Nacional de Energía, como sigue: Artículo 9.- Créase la Comisión Nacional de Energía (CNE), como un organismo interinstitucional adscrito al Poder Ejecutivo, cuya función principal es la formulación de los objetivos, políticas, estrategias y directrices generales de todo el sector energético, así como la de su planificación indicativa, con el fin de procurar el desarrollo y óptimo aprovechamiento de los recursos energéticos del país. La Ley de la Industria Eléctrica (Ley 272 o LIE) segmenta la industria eléctrica de Nicaragua en tres actividades, siendo prohibido a las compañías tener intereses en más de una actividad: El segmento de generación: La empresa Nacional de Electricidad (ENEL) se reestructuró en cuatro compañías de generación (HIDROGESA, GEOSA, GECSA y GEMOSA. Sin embargo, está abierto a la competencia, 80% de los agentes generadores son privados. 44

47 El sistema de transmisión: Se mantiene en manos del Estado de Nicaragua a través de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL). El sistema de distribución: se privatizó en el año 2000 pasando a manos de la empresa española Unión Fenosa (hoy Gas Natural Fenosa) las dos compañías de distribución, DISNORTE y DISSUR. A continuación se las instituciones públicas relacionadas con el sector energético y el desarrollo de inversiones en el sector de energías renovables: Tabla 23. Instituciones Públicas del Sector Energético Nombre Corto ENEL MARENA Nombre Extendido Descripción Empresa Nicaragüense Electricidad. La Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) es una entidad del Estado de Nicaragua, adscrita al Ministerio de Energía y Minas (MEM), propietaria de de plantas generadoras geotérmicas, hidroeléctrica, y térmicas de diferentes tipos y capacidad. Ministerio Ambiente Recursos Naturales El Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales, MARENA, es la institución encargada de la conservación, protección y el uso sostenible de los del recursos naturales y del medio ambiente. Para alcanzar y sus objetivos, MARENA formula, propone, dirige y supervisa el cumplimiento de las políticas nacionales del ambiente tales como las normas de calidad ambiental y de aprovechamiento sostenible de los recursos naturales. Este Ministerio es contribuir al desarrollo integral de Nicaragua mediante la formulación e implementación de políticas que contribuyan al incremento sostenible de la actividad productiva y empresarial del país y por ende al bienestar de los nicaragüenses. Este ministerio está encargado de rectorear las finanzas públicas en el marco del Plan Nacional de Desarrollo Humano mediante un sistema equitativo y transparente, que permita mantener la estabilidad macroeconómica y redistribuir el ingreso reorientando el gasto público hacia programas sociales en beneficio de la población nicaragüense. MIFIC Ministerio de Fomento, Industria y Comercio. MHCP: Ministerio de Hacienda y Crédito Público. MEM Ministerio de Fue creado en 2007 bajo la Ley 612. Somos una Energía y Minas Institución que tiene entre otras responsabilidades el 45

48 (MEM) formular, proponer, coordinar y ejecutar el Plan Estratégico y las Políticas Públicas del Sector Energía, Recursos Geológicos, Recursos Mineros, Recursos Geotérmicos, Recursos Hidroeléctricos e Hidrocarburos, así como dirigir el funcionamiento y administración de las empresas del estado que operan en el sector energético. En el periodo de los años 2007 y 2008, el MEM definió una estrategia y planes para superar el déficit en la generación de energía promoviendo a la vez la transformación de la matriz energética actual hacia fuentes de energía renovable. En la Ley 511 se convierte en la Intendencia de Energía. En la Ley No. 271, Ley de Reforma a la Ley Orgánica del INE, se le otorgan las funciones de regulación, supervisión y fiscalización del sector energía y la aplicación de las políticas emitidas por el Ministerio de Energía y Minas. Goza de autonomía orgánica, financiera y de administrativa. - Autonomía Orgánica: Libertad o amplitud para proceder. - Autonomía Financiera: Libertad económica de regirse en cuanto a gastos e ingresos. - Autonomía Administrativa: Libertad para dirigir según normas y órganos propios los asuntos concernientes a su propia administración. INE Instituto Nicaragüense Energía CNDC El Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es Centro Nacional la unidad responsable de la administración del Mercado de Despacho de Eléctrico de Nicaragua (MEN) y de la operación del Carga Sistema Interconectado Nacional (SIN). Fuente: Elaboración propia basado en información de CND 46

49 2.4.2 Marco legal de las energías renovables. El marco legal para el desarrollo de las energías renovables nos lleva inicialmente a mencionar la Ley creadora del ministerio de Energía y Minas, conocida como LEY DE REFORMA Y ADICIÓN A LA LEY No. 290, LEY DE ORGANIZACIÓN, COMPETENCIA Y PROCEDIMIENTOS DEL PODER EJECUTIVO. LEY No. 612, aprobada el 24 de Enero del 2007 y publicada en La Gaceta No. 20 del 29 de Enero del En el artículo 4 se determinan las funciones de este Ministerio, entre las que destacan impulsar las políticas y estrategias que permitan el uso de fuentes alternas de energía para la generación de electricidad. A continuación se muestra el artículo 4 publicado en la gaceta: Se adiciona el artículo 29 bis que se leerá de la siguiente manera: Ministerio de Energía y Minas Arto. 29 bis.- Al Ministerio de Energía y Minas le corresponden las siguientes funciones y atribuciones: a) Formular, proponer, coordinar y ejecutar el Plan estratégico y Políticas Públicas del sector energía y recursos geológicos. b) Elaborar las normas, criterios, especificaciones, reglamentos y regulaciones técnicas que regirán las actividades de reconocimiento, exploración, explotación, aprovechamiento, producción, transporte, transformación, distribución, manejo y uso de los recursos energéticos, de conformidad con las normas y la política energética. c) Revisar, actualizar y evaluar periódicamente el Plan estratégico y políticas públicas del sector energía, especialmente los aspectos del balance energético la demanda y la oferta, la conservación de energía, las políticas de precios y subsidios en el servicio eléctrico, las políticas de cobertura de servicio en el país, incluyendo la electrificación rural y las políticas y estrategias de financiamiento e inversiones del sector energía. d) Aprobar y poner en vigencia las normas técnicas de la regulación de las actividades de generación, transmisión y distribución del sector eléctrico a propuesta del Ente Regulador. Así como elaborar, aprobar y poner en vigencia las normas, resoluciones y disposiciones administrativas para el uso de la energía eléctrica, el aprovechamiento de los recursos energéticos y geológicos en forma racional y eficiente, así como las relativas al buen funcionamiento de todas las actividades del sector hidrocarburos. e) Otorgar, modificar, prorrogar o cancelar los permisos de reconocimiento y concesiones de uso de cualquier fuente de energía, recursos geológicos energéticos y licencias de operación para importación, exportación, refinación, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos así como las autorizaciones de construcción de instalaciones petroleras, sin perjuicio del cumplimiento de lo dispuesto por las leyes urbanísticas y de construcción. 47

50 f) Otorgar y prorrogar las licencias de generación y transmisión de energía, así como las concesiones de distribución. Declarar la caducidad o cancelar las mismas por iniciativa propia o a propuesta del Ente Regulador por incumplimientos demostrados a sus contratos de Licencia o Concesión. g) Realizar o participar en conjunto con el Ente Regulador de las inspecciones de obras e instalaciones de los titulares de licencias y concesiones para la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. h) Negociar los contratos de exploración y explotación petrolera y de recursos geológicos. La firma de estos, estará a cargo del Presidente de la República o su Delegado. i) Dirigir el funcionamiento y administración de las empresas del Estado que operan en el sector energético. j) Promover relaciones con las entidades financieras y el sector privado para evaluar las fuentes de financiamiento accesibles y proponer estrategias de financiamiento en el sector energético, geológico energético e hidrocarburos, tanto en las inversiones públicas como en las privadas. k) Administrar y reglamentar el Fondo para el Desarrollo de la Industria Eléctrica Nacional. l) Impulsar las políticas y estrategias que permitan el uso de fuentes alternas de energía para la generación de electricidad. m) Establecer y mantener actualizado el Sistema Nacional de Información de hidrocarburos y el Registro Central de Licencias y concesiones para operar en cualquier actividad o eslabón de la cadena de suministros. n) Elaborar y proponer anteproyectos de ley, decretos, reglamentos, resoluciones relacionados con el sector energía, hidrocarburos y recursos geológicos energéticos y aprobar su normativa interna. ñ) Cualquier otra función relacionada con su actividad que lo atribuyan otras leyes de la materia y las específicamente asignadas a la Comisión Nacional de Energía. o) El Ministro de Energía y Minas, creará y coordinará una Comisión Nacional de Energía y Minas, como entidad consultiva con amplia participación, incluyendo la del sector privado de energía y minas. Todo lo relativo a su conformación, organización y funcionamiento, se determinará por medio de un reglamento. El marco legal específico de las energías renovables está constituido por la LEY PARA LA PROMOCIÓN DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON FUENTES RENOVABLES o LEY No. 532, aprobada el 13 de Abril del 2005 y Publicada en La Gaceta No.102 del 27 de Mayo del 2005, además de una serie de leyes anteriores específicas por recursos y sus reformas, leyes complementarias, leyes sectoriales, los reglamentos y las normativas. Entre las leyes complementarias están: 48

51 Ley No. 443, Ley de Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos, publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 222 del 21 de Noviembre del año 2002 y el Decreto No Reglamento a la Ley de Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos, publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 11 del 16 de Enero del año 2003 Ley No. 472, Ley de Reforma a la Ley No. 443, Ley de Exploración y Explotación de los Recursos Geotérmicos, La Gaceta, Diario Oficial 192 del 10 de Octubre del año 2003 Ley No. 594, Ley de Reforma y Adiciones a la Ley No. 443, Ley de Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos, La Gaceta, Diario Oficial No. 173 del 5 de Septiembre del año Ley No. 467, Ley de Promoción al Sub Sector Hidroeléctrico, y su reglamento mediante el Decreto No publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 208 del 3 de Noviembre del año 2003 y sus reformas contenidas en la Ley No. 531, Ley de Reforma a la Ley No. 467, Ley de Promoción al Sub Sector Hidroeléctrico, La Gaceta, Diario Oficial No. 101 del 26 de Mayo del año 2005 Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética publicada en La Gaceta, Diario Oficial 224 del 18 de Noviembre del año 2005, y sus reformas sucesivas contenidas en la Ley No. 600, Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No. 554 Ley de Estabilidad Energética, La Gaceta, Diario Oficial No. 199 del 13 de Octubre del año 2006, Ley No. 627, Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No. 554 Ley de Estabilidad Energética, La Gaceta, Diario Oficial No. 132 del 12 de Julio del año Ley No. 644, Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No. 554 Ley de Estabilidad Energética, La Gaceta, Diario Oficial No. 22 del 31 de enero del También son importantes las leyes ambientales sectoriales como: - Ley No. 217, Ley General del Medio Ambiente y los Recursos Naturales, publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 105 del 6 de Junio del año1996 y sus reformas - Decreto No , sobre el Reglamento de Áreas Protegidas de Nicaragua, publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 42 y 43 del 2 y 3 de Marzo del año Decreto No , Sistema de Evaluación Ambiental, publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 248 del 22 de Diciembre del año Reforma al Decreto No Reglamento de Áreas Protegidas de Nicaragua, publicado en La Gaceta, Diario Oficial No. 63 del 29 de marzo del año Este marco legal ha tenido otras reformas con el objetivo de buscar una mayor sinergia entre el sector público y privado para facilitar el desarrollo de energías renovables, En La 49

52 Gaceta, Diario Oficial No. 102 del 3 de junio de 2009, se publicó el Decreto No de Reforma al Decreto No , Reglamento de la Ley No. 272, ley de la Industria Eléctrica. Las reformas se hicieron para eliminar obstáculos administrativos y facilitar el financiamiento internacional al permitir, el otorgamiento como garantía de derechos y obligaciones contemplados en concesiones y licencias, realizado por sujetos privados a favor de acreedores. Lo que facilita la concesión de financiamiento de proyectos por la banca internacional. Esta transferencia de derechos sobre el proyecto financiado a terceros constituye un acto de derecho privado, el cual está permitido por nuestra Constitución y nuestras leyes. Finalmente El 31 de marzo de 2009, se aprobó la Ley No. 682, Ley de Reformas y Adiciones a la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica y la Ley No.554, Ley de Estabilidad Energética. En particular como se mencionó, para regular el sector de las energías renovables, se promulgó la Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes renovables o ley no. 532, cuyo articulado principal que se presenta a continuación: Artículo 1.- Objeto: La presente Ley tiene por objeto promover el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica con fuentes renovables y de proyectos que realicen ampliaciones a la capacidad instalada de generación con fuentes renovables y que se encuentren actualmente en operación, así como de los proyectos de generación de energía eléctrica que ocupen como fuente la biomasa y/o biogás producidos en forma sostenible, estableciendo incentivos fiscales, económicos y financieros que contribuyan a dicho desarrollo, dentro de un marco de aprovechamiento sostenible de los recursos energéticos renovables. La ley establece definiciones importantes como las siguientes: Fuentes renovables: Son aquellas fuentes o recursos renovables que existen en la naturaleza, y se pueden extraer, de forma sostenible y que son capaces de producir energía eléctrica mediante el aprovechamiento de los mismos e incluyen los siguientes: Hidráulicos, eólicos, solares, geotérmicos, biomasa (según definición abajo indicada) y otros. En el caso de la Biomasa se entenderán todos los recursos orgánicos que pueden ser empleados para la producción de energía y son producidos autóctonamente y en forma sostenible. En el concepto de biomasa se incluye una amplia variedad de fuentes tales como: a) Residuos de la actividad agrícola tales como caña de azúcar, remolacha azucarera, maíz y sorgo. 50

53 b) Cultivos energéticos: Cultivos de crecimientos rápidos y específicamente desarrollados para el uso como fuente energética, incluyendo plantas herbáceas (sorgo, cardo, patata azucarera, etc.) y árboles (sauce, chopo híbrido, etc.). c) Restos forestales: Incluyendo madera residual no utilizada, residuos de explotaciones forestales, árboles con imperfecciones que no pueden ser comercializados o árboles no comerciales, podas, etc., que cuenten con autorización de INAFOR y MARENA. d) Restos industriales: Considerando aquellas industrias cuyos residuos son de naturaleza orgánica, tales como la industria de las bebidas, industria alimentaria, etc. e) Residuos sólidos de basuras municipales o de otros: Los residuos sólidos urbanos pueden aprovecharse una vez que cumplan con los requisitos de las leyes ambientales respectivas. f) Biogás producido por cualquiera de estas fuentes. Certificado de reducción de emisiones: Son las constancias que acreditan los beneficios ambientales de la reducción o el desplazamiento de emisiones de gases con efectos invernaderos, a que se refiere la Convención Marco de las Naciones Unidas para el cambio climático y el Protocolo de Kioto aprobado mediante Ley 88 de 1998, debidamente certificados como dióxido de carbono (C02) equivalente por año por entidades facultadas y capacitadas para el monitoreo y verificación de las mismas, de conformidad con los procedimientos establecidos por la Oficina Nacional de Desarrollo Limpio (ONDL). Proyectos: Los nuevos proyectos de generación de energía con fuentes renovables y las ampliaciones de los proyectos en operación con fuentes renovables a beneficiarse con esta Ley, deberán estar acordes con: 1. La Política Energética Nacional aprobada por la Presidencia de la República; 2. Los lineamientos dados en el Plan de Expansión Indicativo vigente. 3. Contribuir a diversificar la oferta de energía dentro de la matriz energética nacional utilizando los recursos renovables aprobados según la presente Ley. 4. Contribuir al adecuado abastecimiento del crecimiento energético del país con proyectos sostenibles y en los tiempos requeridos por el crecimiento del mercado de demanda y consumo del país, o que sean destinados para el abastecimiento del Mercado Eléctrico Centroamericano o para suministrar a ambos mercados. 5. Contribuir al suministro necesario para el aumento de la cobertura eléctrica nacional. 6. Cumplir con los requisitos de la legislación ambiental del país. Promoción y fomento. La Comisión Nacional de Energía (CNE) bajo los términos de la Ley de Industria Eléctrica y su Reglamento y por el imperio y aplicación de esta Ley, deberá estimular y promover las inversiones y desarrollo de proyectos de generación de electricidad con fuentes renovables promoviendo de forma prioritaria la inserción de energía renovable en la generación eléctrica del país. La Intendencia de Energía, el 51

54 Ministerio de Fomento, Industria y Comercio (MIFIC), el Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), y los Concejos Municipales y Regionales del país, en su caso, deben apoyar el desarrollo efectivo de estos proyectos. Interés nacional: Se declara de interés nacional el desarrollo y aprovechamiento Nacional de los recursos energéticos renovables. Ampliaciones. Los agentes económicos con Proyectos de Generación de Energía Eléctrica con Fuentes Renovables en operación y que deseen realizar ampliaciones en su capacidad instalada que estén acordes con los requisitos de esta Ley, podrán optar a los beneficios de esta Ley, solicitándolo para su aprobación a la Intendencia de Energía. En el capítulo II Del Régimen fiscal otorga incentivos a los proyectos y ampliaciones de generación eléctrica con fuentes renovables. En su artículo 7 dice lo siguiente: Artículo 7.- Incentivos: Los nuevos proyectos y las ampliaciones que clasifican como PGEFR de acuerdo a esta Ley, realizados por personas naturales y jurídicas, privadas, públicas o mixtas gozarán de los siguientes incentivos: 1. Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI), de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de pre inversión y las labores de la construcción de las obras incluyendo la construcción de la línea de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el caso de los proyectos denominados Sistemas Aislados con generación propia, esta exoneración cubre sus labores de pre inversión, las labores de construcción de las obras para generación con fuentes renovables y las de la construcción de las líneas de subtransmisión y todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto, los paneles y baterías solares para generación de energía solar. 2. Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre la maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para las labores de pre inversión y la construcción de las obras incluyendo la construcción de la línea de subtransmisión necesaria para transportar la energía desde la central de generación hasta el Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el caso de los proyectos denominados Sistemas Aislados con generación propia, esta exoneración cubre sus labores de pre inversión, las de construcción de las obras para generación con fuentes renovables y las de la construcción de las líneas de subtransmisión y todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto, la compra de paneles y baterías solares. 3. Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR) y del pago mínimo definido del IR establecido en la Ley No. 453, Ley de Equidad Fiscal, por un período máximo de 7 años partir de la entrada de operación comercial o mercantil del Proyecto. Igualmente, 52

55 durante este mismo periodo estarán exentos del pago del IR los ingresos derivados por venta de bonos de dióxido de carbono. 4. Exoneración de todos los Impuestos Municipales vigentes sobre bienes inmuebles, ventas, matrículas durante la construcción del Proyecto, por un período de 10 años a partir de la entrada en operación comercial del Proyecto, la que se aplicará de la forma siguiente: exoneración del 75% en los tres primeros años; del 50% en los siguientes cinco años y el 25% en los dos últimos años. Las inversiones fijas en maquinaria, equipos y presas hidroeléctricas estarán exentas de todo tipo de impuestos, gravámenes, tasas municipales, por un periodo de 10 años a partir de su entrada en operación comercial. 5. Exoneración de todos los impuestos que pudieran existir por explotación de riquezas naturales por un período máximo de 5 años después del inicio de operación. 6. Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) que pueda causar la construcción u operación del proyecto o ampliación por un período de 10 años. Artículo 8.- Habrá un período de 10 años a los inversionistas para acogerse a los beneficios establecidos en la presente Ley, los que se contarán a partir de su entrada en vigencia Incentivos para las inversiones en energía renovable. En el capítulo III establece las autoridades de administración o aplicación. Artículo 9.- Los incentivos y beneficios fiscales establecidos en la presente Ley para los proyectos PGFER, serán administrados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público, previo aval del ente regulador del sector eléctrico que están dentro de los beneficios establecidos en esta Ley. Artículo 10.- Los requisitos y procedimientos a los que estarán sujetos los agentes económicos beneficiarios de los incentivos, descritos en el artículo 7, de la presente Ley serán establecidos por normativa del Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Artículo 11.- Las Licencias de Generación y otras vinculadas a la condición del Agente Económico del Mercado Eléctrico, así como las sanciones que en tal carácter puedan responder, serán administradas por la Intendencia de Energía de acuerdo con la Ley No. 511, Ley de la Superintendencia de Servicios Públicos. Artículo 12.- Priorización de las energías renovables en las contrataciones por las Distribuidoras: Será obligación de las Distribuidoras incluir dentro de sus procesos de licitación la contratación de energía y/o potencia eléctrica proveniente de centrales eléctricas con energía renovable, prioritariamente hidroeléctricas, geotérmicas, eólicas, biomasa, tomando en cuenta los plazos de construcción necesarios para la entrada en operación de cada tipo de estos proyectos para establecer la fecha de inicio de la licitación. Artículo 13.- Los contratos surgidos de estas licitaciones serán por un plazo mínimo de 10 años. 53

56 Artículo 14.- El Ente Regulador garantizará que en los documentos de licitación para la compra de energía y potencia por las distribuidoras, se especifique el requisito de contratar un porcentaje de energía renovable tomando en cuenta las políticas y estrategias dictadas por la CNE. El Consejo Directivo de la Superintendencia de Servicios Públicos aprobará la Normativa para determinar los precios a los cuales se podrá contratar el porcentaje de energía renovable establecida. El porcentaje adicional de la energía a contratarse por las Distribuidoras podrá ser licitado sin especificar el tipo de fuente de los costos de los combustibles a utilizarse sin considerar las exoneraciones a sus impuestos Artículo 15.- El Ente Regulador garantizará además, que en los documentos para la licitación de cualquier energía eléctrica que lleve a cabo un Distribuidor se establezca que, para los efectos de comparación de los precios de las ofertas térmicas versus los precios de las ofertas con energía renovable y su resultante adjudicación, se incluya en las ofertas de energía térmica, el efecto de los costos de los combustibles a utilizarse sin considerar las exoneraciones a sus impuestos. Artículo 16.- La energía producida por empresas que se acogen a los incentivos otorgados por la presente Ley y no tengan contratos con el Distribuidor u otros agentes, deberán vender esta energía en el mercado de ocasión interno de acuerdo a sus precios promedios diarios, manteniéndose dentro de una banda de precios no menor de 5.5 centavos de dólar por Kwh. ni mayor de 6.5 centavos de dólar por Kwh. La Intendencia de Energía establecerá los procedimientos para otorgar los permisos de exportación de energía cuando esté satisfecha la demanda interna, los permisos de exportación deberán distribuir de manera proporcional entre todos los Proyectos de Generación de Energía con Fuentes Renovables (PGEFR) la capacidad de exportar. La Intendencia de Energía establecerá el procedimiento para actualizar esta banda de precios debidamente justificada por los índices económicos nacionales e internacionales, considerando las políticas dictadas en este campo por la Comisión Nacional de Energía. El Consejo Directivo de la Superintendencia de Servicios Públicos autorizará las resoluciones de actualización. Artículo 17.- Requerimientos de Reserva Rodante y otros servicios auxiliares: Los requerimientos de reserva rodante asignada a los generadores de energías renovables, podrán ser cubiertos por sus propias plantas o mediante contratación con otros generadores. La normativa dictaminará la forma de utilización de estas reservas. Artículo 18.- Introducción de la energía eólica: A fin de ser habilitado para conectarse al SIN, los desarrolladores de cualquier proyecto eólico deberán coordinar con el CNDC los estudios necesarios a fin de demostrar que dicha generación no causa disturbios a la operación del SIN, considerado en su tamaño proyectado ya sea aislado o interconectado, al momento de la conexión del proyecto eólico propuesto. La habilitación de los primeros 20 MW que se conecten al SIN después de la puesta en vigencia de esta Ley, estarán exentos de cumplir con esta disposición. 54

57 2.4.4 Marco Legal para la Promoción del Sector Hidroeléctrico. Además el Estado nicaragüense ha promulgado otras leyes y decretos para promover el uso de la energía renovable en el campo de los biocombustibles y de la hidroelectricidad. En el año 2003 promulgó la Ley 467 o Ley de promoción al sub-sector hidroeléctrico, que tiene por objeto promover la generación de energía utilizando fuentes hidráulicas, dentro de un marco de aprovechamiento sostenible de los recursos hídricos que ayude a favorecer el desarrollo social y económico de la nación, tal como lo establece el artículo 1 de la ley. Esta ley en los artículos 2 y 3 otorga incentivos fiscales por un plazo de 15 años a partir de su promulgación aplicables solamente a nuevos proyectos cuyo uso principal del recurso de agua sea para la generación hidroeléctrica con embalse o a filo de agua. El artículo 4 sobre los incentivos y el régimen fiscal establece lo siguiente: Arto. 4. Los incentivos y el régimen fiscal establecidos en esta Ley se aplicarán a los proyectos de generación hidroeléctrica definidos en el artículo 2 de la presente Ley, los que gozarán de los siguientes beneficios: a) Exoneración del pago de los Derechos Arancelarios de Importación (DAI), de maquinaria, equipos, materiales e insumes destinados exclusivamente para las labores de pre inversión y para la construcción de las obras para la generación hidroeléctrica y para la construcción de la línea de transmisión necesaria para transportar la energía desde la central hasta el Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el caso de los Sistemas Aislados, esta exoneración cubre las labores de pre inversión y las de construcción de las obras para generación hidroeléctrica y las de la construcción de las líneas de transmisión y además todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto. Se entiende por Sistema Aislado, lo establecido en los artículos 8 y 31 de la Ley No 272, "Ley de la Industria Eléctrica" publicada en La Gaceta, Diario Oficial No. 74, del 23 de Abril de b) Exoneración del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA) sobre la maquinaria, equipos materiales e insumes destinados exclusivamente para las labores de preinversión y para la construcción de las obras para generación hidroeléctrica y para la construcción de la línea de transmisión necesaria para transportar la energía desde la central hidroeléctrica hasta el Sistema Interconectado Nacional (SIN). En el caso de los Sistemas Aislados, esta exoneración cubre las labores de preinversión, las de construcción de las obras para generación hidroeléctrica por minicentrales con capacidad de hasta 5 megavatios y las de la construcción de las líneas de transmisión y además de todas las inversiones en distribución asociadas al proyecto. b) Exoneración del pago del Impuesto sobre la Renta (IR) y del pago mínimo definitivo del del Impuesto sobre la Renta (IR). 55

58 Restablecido en la Ley No. 453, Ley de Equidad Fiscal, por un período máximo de 7 años a partir de la entrada de operación mercantil del Proyecto. d) Exoneración de todos los impuestos municipales vigentes durante la construcción del proyecto y por un periodo máximo de 10 años a partir de la entrada en operación mercantil del proyecto, periodo durante el cual se exonerarán los impuestos municipales de acuerdo a lo siguiente: Exoneración del 75% en los tres primeros años; del 50% en los siguientes cinco años y el 25% en los dos últimos años. e) Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) que pueda causar la construcción u operación de un proyecto bajo Permiso de Administración de Agua por un máximo de diez años. f) Exoneración de todos los impuestos que pudieran existir por explotación de riquezas naturales. Por su parte la Ley No. 531, Reforma a la Ley de promoción al sub-sector hidroeléctrico, establece lo siguiente: Proyectos que producirán menos de 30 MW pueden solicitar una Licencia o Concesión, la cual es otorgada por un periodo máximo de 30 años, con posibilidad de una extensión. Los proyectos Hidroeléctricos que producirán más de 30 MW requieren una ley especial para el proyecto, aprobada por la Asamblea Nacional. Esta ley establece los incentivos fiscales que otorgan las diferentes leyes relacionadas al proyecto. Sector de biocombustibles y bioenergía. Es el sector menos protegido por ley ya que la dendroenergía no ha sido contemplada en las políticas y leyes del sector agroforestal y energético. Hasta este año 2011, está en proceso de aprobación una política de leña y carbón. En el año 2006 el Presidente de la República de Nicaragua declaró mediante el decreto de interés nacional la producción de biocombustibles y bioenergía Marco Legal para la Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos. En la Ley 443 Ley de exploración y explotación de recursos geotérmicos y sus Reformas: Se faculta al Ministerio de Energía y Minas, para convocar a inversionistas nacionales o extranjeros, para que mediante negociaciones directas se pueda otorgar concesiones para la exploración y explotación de recursos geotérmicos. El contrato de exploración tiene una duración de 2años, con prórrogas de 2 años más. El área de exploración otorgada es de 100km2. Las concesiones para actividades de explotación cubren un área de 20 km2 y tiene una duración de 25 años prorrogables por 2 períodos de 5 años cada uno. También el Estado de Nicaragua y en particular el MEM, para promover las inversiones en proyectos geotérmicos han establecido una serie de leyes y decretos ministeriales para otorgar y administrar exoneraciones de equipos e insumos utilizados en los Proyectos de 56

59 Generación, exoneraciones de combustible utilizados en Plantas de Generación y para la Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos, como los siguientes: Exoneraciones para PGFER e insumos para proyectos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica. Los requisitos y procedimientos, según establece la cláusula Segunda del Acuerdo Interministerial No entre el MHCP y el MEM, para el otorgamiento y control de las exoneraciones e internaciones temporales, para los que se acogen a: Artículo 130 de la Ley No. 272, "Ley de la Industria Eléctrica" y/o Artículo 7 de la Ley No. 532 "Ley para la promoción de la generación eléctrica con fuentes renovables", Artículo 64 de la Ley No. 443 "Ley de exploración y explotación de recursos geotérmicos" en lo que corresponde a la etapa de exploración y al desarrollo para la etapa de explotación geotérmica, Artículo 4 de la Ley No. 467, "Ley de Promoción al Sub sector Hidroeléctrico", Construcción de la planta y demás instalaciones para generación. Exoneración de combustible para generación eléctrica: Requisitos, procedimientos, según establece la cláusula Tercera del Acuerdo Interministerial No entre el MHCP y el MEN, para el otorgamiento y control para la exoneración de combustible para los que se acogen al Artículo 131 de la Ley No. 272, Ley de la Industria Eléctrica. Exoneraciones para mantenimiento de plantas de generación geotérmicas :Requisitos, procedimientos, según establece la clausula Cuarta del Acuerdo Interministerial No entre el MHCP y el MEM, para el otorgamiento y control para la exoneración para los que se acogen al Artículo 4 de la Ley No. 554, Ley de Estabilidad Energética, y los que se acogen al Artículo 64 de la Ley No. 443, Ley de Exploración y Explotación de Recursos Geotérmicos Barreras Ambientales existentes. A pesar de la voluntad política expresada por el Estado nicaragüense en las políticas, decretos, leyes y reglamentos, aún subsisten barreras y obstáculos al desarrollo de la energía renovable que es necesario tomar en cuenta para la promoción de inversiones del sector. En el año 2004 el Programa Naciones Unidas para el Desarrollo había identificado las siguientes barreras ambientales: Escasa legislación ambiental hacia el sector energético. Debilidad en el establecimiento de normativas ambientales para el sector energía. El Sistema de Permiso Ambiental no contempla instrumentos más sencillos que la ejecución del estudio de impacto ambiental. Falta de regulaciones para promoción del uso racional de los recursos naturales Derogación de los artículos 39 y 45 de Ley del Ambiente relativos a propiciar establecimiento de políticas de incentivos y beneficios económicos en relación al 57

60 ambiente y a la exoneración de impuestos para tecnologías limpias respectivamente. La Dendroenergía en la Ley Forestal no reviste importancia a pesar que la política forestal la manifiesta plenamente. La Ley Forestal propone mecanismos de servicios ambientales y los mismos no han sido establecidos. Contradicción entre Ley General del Ambiente y Reglamento de Áreas Protegidas, en cuanto a que no se permite la exploración y explotación de recursos naturales en áreas legalmente establecidas. Mecanismos de coordinación no desarrollados o deficientemente Ejecutados. Información no disponible o desactualizada. Dificultades en el Acceso y Divulgación de la Información. Limitado Personal Capacitado. Falta de un Marco Regulatorio de Largo Plazo. No Participación activa del sector energía en diferentes instancias de consulta relacionadas al sector de la economía Requisitos para desarrollar un proyecto. Para desarrollar un proyecto de generación de energía a partir de fuentes renovables, se requieren los siguientes permisos: Permisos para Estudios de Pre y Factibilidad La realización de estudios para las centrales de generación eléctrica que utilicen recursos naturales y los estudios para instalaciones de transmisión requieren de una licencia provisional emitida por el MEM por un plazo máximo de dos años. Las personas naturales o jurídicas que se dediquen a la actividad de generación para fines comerciales con capacidad instalada mayor de 1 MW, requieren de una licencia otorgada por el Estado a través del MEM, la cual se otorgará por un plazo máximo de 30 años. Cada agente económico que participe en una actividad del sector eléctrico requerirá contar con la correspondiente Concesión o Licencia, de acuerdo a lo que establece la ley y su reglamento Permisos para Uso de Recursos El formato de Anexo Manejo de Aguas para una Licencia de generación hidroeléctrica incluirá como mínimo: La descripción de las normas para usos particulares del agua según corresponda, tales como control de crecidas, riego, consumo de agua potable y otra información pertinente. Descripción de las normas sobre seguridad de presas, red de alerta de crecidas, plan de acción durante emergencias y sobre la operación segura. 58

61 Requisitos para desarrollar un proyecto Lineamientos básicos del Plan de Acción durante Emergencias que deberá confeccionar el titular de la licencia a los efectos de prevenir y minimizar las consecuencias dañinas para vidas y bienes expuestas aguas abajo en el caso de emergencias. Las licencias de generación geotérmica definirán un Área de Exclusión, en la que solo el titular de la Licencia estará autorizado para realizar tareas de exploración y explotación del recurso geotérmico Permisos de Construcción El formato de Anexo de Obras para cada tipo de licencia y para una concesión incluirá como mínimo: Descripción de los datos a suministrar de las características y localización de la obra, de acuerdo a lo indicado en el Arto. 76 de la Ley, indicando el formato correspondiente, incluyendo planos y cronogramas de obra. Requisito de Documentación a presentar que acredite que el solicitante cuenta con la capacidad económica para financiar la obra. Requisito de presentar cronograma de inversiones en el caso de concesiones y licencias de transmisión. Requisitos de presentar las solicitudes de servidumbre, indicando para cada una la delimitación del área y el motivo. Cláusulas indicando la obligación de elaborar informes periódicos de diagnostico de estado de las obras, incluyendo, en el caso particular de generación hidroeléctrica, diagnóstico de la seguridad de la presa con recomendaciones sobre medidas que deben tomarse para mejorarla. Para el caso de licencias de generación hidroeléctrica descripción de las normas de Seguridad de Presas, incluyendo criterios de diseño, construcción, obligaciones de auscultación y operación necesarias para lograr un adecuado nivel de seguridad estructural de las presas y el funcionamiento correcto de los equipos auxiliares Permisos Ambientales El Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales (MARENA) es el organismo gubernamental rector de la política ambiental del país. Mediante la Ley 217, Ley General del Medio Ambiente y los Recursos Naturales y el Decreto 45-94, se establecen los requisitos y medidas ambientales a cumplir por cualquier agente económico que opere en el país. Existe también el Decreto relativo a las Disposiciones para el Control de la Contaminación Provenientes de las Descargas de Aguas Residuales, Domésticas, Industriales y Agropecuarias. Desde el punto de vista ambiental, todos los agentes deberán presentar con la solicitud de licencia, los estudios de impacto ambiental para potencias iguales o mayores a 5 MW los cuales deberán cumplir con las disposiciones, normas técnicas y de conservación del medio ambiente bajo la vigilancia y control del ente regulador y del Ministerio de Recursos Naturales y del Ambiente (MARENA). 59

62 El formato de Anexo Ambiental para cada tipo de Licencia y para una concesión a elaborar por el MEM incluirá como mínimo: Descripción de los estudios de impacto ambiental a presentar. Descripción de las obligaciones sobre monitoreo ambiental. Cláusulas indicando la obligación de presentar, cuando corresponda planes de protección del medio ambiente Concesión para Proyectos fuera de la Red El MEM otorga concesiones dentro o fuera de la red en las áreas concesionadas o no concesionadas. De acuerdo a la Ley de la Industria Eléctrica, en los Sistemas Aislados, los distribuidores podrán ejercer integradamente las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, debiendo tener la capacidad de generación necesaria para abastecer su demanda, mediante centrales eléctricas propias o contratos de suministro con terceros Análisis de Tarifas. La metodología de fijación de tarifas en el mercado eléctrico de Nicaragua está definida por la ley 272 de la industria eléctrica (1998) y la ley 554 de estabilidad energética (2005) y sus reformas. Este mercado está estructurado para la compra venta de energía y potencia. Las transacciones de energía se dan en el mercado de contratos de energía a nivel nacional y regional y en el mercado de ocasión (Spot). El régimen tarifario está definido en el capítulo XIV de la Ley de la industria eléctrica, del artículo y se clasifica en Régimen de Precio Libre, sin la intervención del Estado y el Régimen de Precio Regulado donde las transacciones son remuneradas mediante precios aprobados por el INE. En este capítulo se establecen los principios de eficiencia económica, suficiencia financiera, simplicidad e igualdad. Es así que para la fijación de tarifas se toma en cuenta lo siguiente: Costos de energía y potencia Compras a las generadoras Peaje de transmisión-distribuidoras Margen a las distribuidoras Normativas de tarifas Subsidios establecidos por ley. La metodología para el cálculo de la tarifa así como la estructura tarifaria es aprobada para un período de cinco años y las regulaciones del mercado de energía para cualquiera de los regímenes mencionados se encuentran detalladas en la Normativa de Operación que contiene tres tomos: 1) Tomo general, 2) Tomo técnico, y 3 Tomo comercial. También se producen transacciones en el mercado regional centroamericano de energía a través de la red regional. En esta normativa de tarifas se define la estructura de costos que se reconocen para la generación de energía incluyendo los gastos financieros. 60

63 Además todos los actores involucrados en el mercado eléctrico han conformado lo que se llama el Consejo de Operación que aglutina a los generadores, distribuidores y grandes consumidores de energía, además de representantes de ENATREL e INE. El Consejo de Operación acordó que las liquidaciones de energía se realizarían a través de cobros directos basados en el documento de liquidación por cada generador. El sistema ha funcionado bien y se aplica la misma metodología en el mercado regional de energía. Los principales actores del subsector de energía en Nicaragua consideran que el sistema de fijación de precios y tarifas eléctricas en Nicaragua ofrece mucha estabilidad para la negociación de los contratos a mediano y largo plazo en el mercado de energía. El mercado regional es estacional, en el período de mayor generación se producen algunas exportaciones de energía. Para el mercado regional se establece un margen de ganancia del precio fijado a nivel nacional y esta ganancia se revierte en beneficio de las tarifas nacionales diferenciadas por sector residencial, industrial, riego y bombeo (Para agua potable). En Nicaragua existe una política de subsidio social, para los consumidores residenciales de 150Kw/hora, o menos, los jubilados con 160 Kw/hora o menos. Los consumidores promedio de 350Kw/hora pagan su consumo real y los consumidores de más de 450Kw/hora pagan más que el sector promedio. El sector residencial históricamente ha consumido hasta un 30% del consumo total y de este sector se subsidia entre un 85-90% de los clientes7. Para la formación de las tarifas finales se toman en cuenta los siguientes factores: Energía neta que se inyecta al sistema Precios establecidos en el contrato o en el mercado de ocasión (Spot). Pérdidas técnicas Peaje de transmisión Servicios auxiliares Ingresos o egresos (Mercado regional) Costos En dependencia de los precios del petróleo, para dar estabilidad al mercado de energía renovable, se estableció una banda de precios para fijar el precio de compra de energía en el mercado de ocasión a las generadoras de energía renovable, pero con la subida de precios del petróleo, las empresas prefieren el precio negociado con la empresa comercializadora (DISNORTE-DISSUR) fijado en el contrato a mediano y largo plazo y aprobado por el INE, que en el mercado de ocasión o mercado libre. Finalmente el INE establece el pliego tarifario que rige en el mercado de energía y toma en cuenta tanto las pérdidas técnicas de un 8.5% como no técnicas que han llegado hasta el 21%. 7 Fuente: Entrevista Funcionarios del Instituto Nicaragüense de Energía INE 61

64 Marco Institucional del Mecanismo de Desarrollo Limpio en Nicaragua. El Gobierno de Nicaragua como Estado Parte de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (CMNUCC) luego de haber ratificado el Protocolo de Kyoto, puede participar en el mercado internacional de reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), el cual fue creado en el contexto de estos dos instrumentos Como parte de los compromisos internacionales era necesario que el país contara con una Entidad Nacional Operativa (DNA por sus siglas en inglés) debidamente facultada, motivo por el cual nace la ONDL como una unidad administrativa de carácter desconcentrado en materia de cambio climático; ésta depende jerárquicamente del Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales (MARENA), creada a través del Decreto Ejecutivo No , publicado en la Gaceta No. 56, del 21 de marzo del 2002 con el apoyo del Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), a través del Proyecto PNUD-NIC/01/008. La ONDL está bajo la coordinación de una Junta Directiva en la cual participan instituciones del Estado y de la sociedad civil que están involucradas directa o indirectamente en este tipo de negocios ambientales. Su misión es contribuir a la mitigación del cambio climático mediante el fomento de inversiones ambientalmente sostenibles, a través de la implementación de proyectos que generen reducciones de emisiones de GEI, que puedan ser colocadas en el mercado internacional de carbono. Asimismo, la ONDL atiende los temas de vulnerabilidad y el proceso de adaptación ante el cambio climático, trabaja en la elaboración de los inventarios nacionales de GEI y de las Comunicaciones Nacionales en la cual se reportan los resultados de las actividades que a nivel de país se han realizado para enfrentar esta problemática Actores Normativos y Reguladores de la Aprobación Nacional de Proyectos MDL. La UNFCCC y el Protocolo de Kioto han establecido requerimientos de participación para las actividades de proyecto de reducciones/remociones de emisiones (BCIE, 2009b). Estos requerimientos incluyen: 1. Realizarse en un país que ha ratificado el Protocolo de Kioto y que ha designado una Autoridad Nacional Designada (DNA) para el MDL debidamente reportada a la Secretaria de la Convención. 2. Se debe contar con un PDD validado por un ente designado acreditado (DOE) que deberá contener la información necesaria para justificar que las reducciones de emisiones esperadas por el proyecto van a ser reales, medibles y de largo plazo, junto con la demostración de que esas reducciones de emisiones no hubiesen ocurrido de cualquier manera. 3. Para lograr la validación y el registro de la actividad de proyecto, este debe contar con una aprobación nacional 62

65 4. Una vez el proyecto sea registrado, este debe ser monitoreado según el Plan de Monitoreo establecido, y periódicamente este es verificado y certificado por la DOE y la JE y así se puede; 5. Emitir las reducciones de emisiones certificadas que son características de los proyectos MDL Estado de ratificación del Protocolo de Kioto en Nicaragua. Nicaragua suscribió y ratificó la Convención Marco de Cambio Climático de Naciones Unidas desde la década pasada y el Protocolo de Kioto fue firmado el 07/07/98 y ratificado el 18/11/99, y cuenta con una DNA designada oficialmente, acreditada, notificada y comunicada, contando el país con proyectos registrados (BCIE, 2009b) Autoridad Nacional Designada MDL de Nicaragua: procedimientos de aprobación nacional de proyectos MDL. La Autoridad Nacional Designada (DNA) del MDL en Nicaragua es el Ministerio de Ambiente y Recursos Naturales (MARENA). Mediante Decreto No , se creó la Oficina Nacional de Desarrollo Limpio (ONDL), como unidad administrativa de carácter desconcentrado en materia de Cambio Climático, adscrita a la Dirección General de Biodiversidad y Uso Sostenible de los Recursos Naturales y dependiendo jerárquicamente del MARENA (BCIE, 2009b) Como se observa en la Tabla 24, de la lista de proyectos registrados en Nicaragua para la generación de energía con fuentes renovables, de un total de MW a ser generados, destacan el proyecto de la empresa Polaris S.A, San Jacinto Tizate de energía geotérmica con una generación proyectada de 60 MW; proyecto Co-generación con Bagazo de Caña del Ingenio Monte Rosa, con una capacidad proyectada de 40 MW; y el proyecto eólico Amayo, con una capacidad de 40MW. (ONDL, 2009) Tabla 24. Proyectos Registrados en la Oficina Nacional de Desarrollo Limpio Fuente: ONDL,

66 2.5. Información sobre Instalaciones de Generación de Energías por tipo de tecnología A continuación se presentan las fichas de los proyectos de generación eléctrica, de acuerdo al tipo de fuente que utiliza, ya sea termoeléctrica o alguna energía renovable Termoeléctricas Tabla 25. Ficha Tipitapa Power Company PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones UNIDADES Status Legal Dirección / Persona de contacto Georeferencia INFORMACIÓN Tipitapa Power Company Termoeléctrica Abril 1999 Proyecto manejado por AEI Energy, empresa privada con presencia internacional Edificio Corporativo AEI, frente a Claro de Villa Fontana. Managua, Nicaragua. Contacto: Ingeniero César Zamora - Gerente General Localizada en Tipitapa a 19 Km al este de Managua Capacidad Instalada Energía MW Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos MW MW Precio de la energía vendida US$ / KWh Rendimiento por Planta Corta Descripción Fuentes de Información MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a Kwh/ Gln Bunker # MW Capacidad Efectiva MW Capacidad Nominal No aplica No aplica 376,698 (en 2010) No aplica No aplica 50,000,000 $16 por MWh (operación + transporte) Con barril a $80 US$ 127 / KWh Con barril de crudo a $99 - US$ 152 / KWh 16.5 Proyecto de generación eléctrica a partir de Bunker #5, que fue diseñada para operar 5 motores de combustión interna, marca Wartsila, de MW de potencia cada uno. La planta genera empleos fijos a más de 80 familias y dispone de Certificación ISO 9001 y Entrevista con Gabriel Ocampo, Analista de Mercado Eléctrico de la empresa AEI 64

67 Tabla 26. Ficha Empresa Energética de Corinto PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones UNIDADES Status Legal Dirección / Persona de contacto Georeferencia Capacidad Instalada Energía MW Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos MW MW Precio de la energía vendida US$ / KWh Rendimiento por Planta Kwh/ Gln Bunker #6 Corta Descripción Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a INFORMACIÓN Empresa Energética de Corinto Termoeléctrica Junio 1999 Proyecto manejado por AEI Energy, empresa privada con presencia internacional Edificio Corporativo AEI, frente a Claro de Villa Fontana. Managua, Nicaragua. Contacto: Ingeniero César Zamora - Gerente General Localizada en el puerto de Corinto a 160 Km de Managua. Edificio Corporativo AEI, frente a Claro de Villa Fontana. Managua, Nicaragua. Contacto: Ingeniero César Zamora - Gerente General MW Capacidad Efectiva y MW Capacidad Nominal No aplica No aplica 508, MW en el año 2010 No aplica No aplica $10 por MWh (operación + transporte) Con barril a $80 US$ 125 / KWh Con barril de crudo a $99 - US$ 150 / KWh 16.4 Proyecto de generación eléctrica a partir de Bunker #6, que fue diseñada en una barcaza para operar 4 motores de combustión interna, marca MAN (tecnología alemana), de 18.5 MW de potencia cada uno. La planta genera empleos fijos a más de 100 familias y dispone de Certificación ISO 9001 y No aplica Entrevista con Gabriel Ocampo, Analista de Mercado Eléctrico de la empresa AEI 65

68 Tabla 27. Ficha GEOSA PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal UNIDADES Dirección / Persona de contacto Georeferencia INFORMACIÓN Generadora Eléctrica de Occidente (GEOSA) Termoeléctricas 1991 Empresa Privada De los semaforos del Club Terraza 2 Cuadras al Sur. Edificio Discover 2. Contacto: Ing. Mario Montenegro Medina Gerente General 77 kilómetros al noreste de Managua, en el lugar conocido como Punta Tizcuco, en Nagarote, León Capacidad Instalada Energía Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida Rendimiento por Planta Corta Descripción MW MW MW MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a US$ / KWh Kwh/ Gln Fuil Oil 100 MW Capacidad Efectiva y 120 MW Capacidad Nominal, por lo que las instalaciones trabajan con un rendimiento del 84% aproximadamente. No aplica No aplica 370, MW en el año 2010 No Aplica No aplica Corresponde a la Planta Nicaragua, unidad termoeléctrica instalada desde hace más de 20 años. Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información Estadísticas INE

69 Tabla 28. Ficha Albanisa PARAMETRO Nombre de Instalación UNIDADES la Alba de Nicaragua S.A (ALBANISA) Tipo de Tecnología Fecha de Inicio Operaciones Status Legal INFORMACIÓN Termoeléctricas de 2007 Empresa Privada. Sociedad Anónima Dirección / Persona de contacto Nagarote, 45 kilómetros al noroeste de Managua, Georeferencia Capacidad Instalada Energía MW Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida MW MW Rendimiento por Planta Corta Descripción MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a MW Capacidad Efectiva y MW Capacidad Nominal, por lo que las instalaciones trabajan con un rendimiento del 97% aproximademente. No aplica No aplica 503, MW en el año 2010 No Aplica No aplica 52 millones US$ / KWh Kwh/ Gln Fuel Oil + Diesel y Respectivamente La central termoeléctrica está dotada de 32 motores de 1,7 megavatios cada uno, que funcionan a base de bunker (fuel oil). Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información Estadísticas INE 2010; Información publicada en ua-estrena-una-central-termoelectrica-de-52-millonesfinanciada-por-venezuela/ 67

70 Tabla 29. Ficha CENSA PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal Dirección contacto / Persona UNIDADES de INFORMACIÓN Coorporación Eléctrica Nicaraguene (CENSA) Termoeléctricas 1997 Empresa Privada. Sociedad Anónima Estatua de Montoya, 2 cuadras abajo, 20 vrs al lago. Ing. Jose Ley Lau - Gerente General Georeferencia Capacidad Instalada Energía Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida Rendimiento por Planta Corta Descripción MW 58.8 MW Capacidad Efectiva y 63.9 MW Capacidad Nominal, por lo que las instalaciones trabajan con un rendimiento del 92% MW MW MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a US$ / KWh Kwh/ Gln Fuil Oil 240, MW en el año Es la primera planta termoeléctrica del sector privado en el país, cuando en 1997 construyó la primera fase del proyecto, diseñado para generar 36 megavatios. También fue el primer proyecto de generación termoeléctrica en solicitar permiso ambiental y, por tanto, la primera experiencia en el sector energético ambiental conforme a los lineamientos de EIA establecidos en el Decreto Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información Estadísticas INE 2010, Documento MARENA 2001, Evaluación de Impacto Ambiental, Primer Taller. Managua. 68

71 Geotérmicas Tabla 30. Ficha PENSA PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal UNIDADES INFORMACIÓN Polaris Energy Nicaragua, S.A. Geotérmica 2005 Empresa Privada. Sociedad Anónima Ing. José Antonio Rodríguez Presidente Ejecutivo Dirección / Persona de contacto ESTE Geo-Referencia NORTE Capacidad Instalada Energía Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 reducidas 8 9 MW/MWh MW MW MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/kWh US$/kWh tco2/ a MW Capacidad Efectiva y 10 MW Capacidad Nominal, por lo que las instalaciones trabajan con un rendimiento del 102% aproximadamente. En energía ello implica 10MWh ó 225 MWh/día. n/a n/a 68,532,837 kwh en el año n/a n/a ,60011 Estas coordenadas representan la concesión. Energía Neta Facturada al Distribuidor Promedio variable durante el año Pendientes de verificación oficial por DOE correspondiente. Este es el estimado basado en la generación neta real del año

72 Corta Descripción El Proyecto Geotérmico San Jacinto-Tizate se encuentra en el noroeste de Nicaragua, cerca de la ciudad de León, a unos 120 km al norte de la ciudad capital de Managua. El área ha sido durante mucho tiempo conocida por sus fumarolas naturales y los recursos geotérmicos; San Jacinto-Tizate es uno de los reservorios geotérmicos de más alta calidad que se desarrollan actualmente. La concesión tiene el potencial para producir más de 200 MW de potencia. San Jacinto-Tizate está operando a 10 MW actualmente y se encuentra en fase de expansión hacia los 72 MW. El desarrollo de ambas fases se completará con la incorporación de dos turbinas de vapor a condensación de 36 MW fabricadas por Fuji Electric. La construcción de la Fase I y Fase II se está llevando a cabo actualmente, y la expansión completa se espera esté en línea a finales de 2011 y hacia finales de 2012, respectivamente. Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio El Rendimiento promedio de la Planta durante el 2010 fue de kwh por tonelada de Vapor. Fuentes de Información Estadísticas INE 2010, CNDC, RAM POWER y fuentes de la WEB. 70

73 Tabla 31. Ficha Momotombo Power Company PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal Dirección / Persona de contacto UNIDADES Georeferencia INFORMACIÓN Ormat Momotombo Power Company Geotérmica 1991 Empresa Privada Ing Roger Arcia Lacayo Gerente General a unos 40 km al NO de la ciudad de Managua, a orillas del Lago de Managua y en la ladera meridional del Volcán Momotombo Capacidad Instalada Energía Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 reducidas Corta Descripción Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información MW MW Capacidad Efectiva y 77.5 MW Capacidad Nominal, por lo que las instalaciones trabajan con un rendimiento del 35% aproximadamente. MW MW MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a US$ / KWh tco2/ a 199, MW en el año 2010 Más de $20 millones La extensión actual del campo (es de unos 2 km2. Es el área geotérmica más estudiada de Nicaragua. La primera unidad de generación de 35 MW entró en operación en 1983 y en 1989 fue completada la instalación con una unidad adicional de 35 MW. En 1999 el Gobierno firmó un contrato de asociación en participación con la empresa ORMAT que le delega la operación del campo y la planta, quienes han instalado una planta de ciclo binario con una capacidad de 7.5 MW. El Rendimiento promedio de la Planta durante el 2010 fue de kwh por una tonelada de Vapor y 6.06 Kwh por metro cúbico de agua caliente en uno de sus generadores. Estadísticas INE 2010, Información Portal Web de ENEL. 71

74 Eólicas Tabla 32. Ficha Amayo PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones UNIDADES Status Legal INFORMACIÓN Proyecto Eólico Amayo Fase I y Fase II Eólica Marzo 2009 / Marzo 2010 Consorcio privado en el que participan las empresas ENISA y AEI Energy Dirección / Persona de contacto Los proyectos del Consorcio Eólico Amayo S.A., son administrados por AEI Energy, empresa privada con presencia internacional Georeferencia Km. 129 Carretera Panamericana. Departamento de Rivas, Nicaragua Capacidad Instalada Energía MW Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos MW MW Precio de la energía vendida US$ / KWh Emisiones de CO2 reducidas tco2/ a Corta Descripción Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a Fase I: 39.9 MW / Fase II: 23.1 MW MW Capacidad Efectiva MW Capacidad Nominal No aplica No aplica 160,296 (en 2010) No aplica No Aplica 155,000,000 Menor al promedio Latinoamericano Fase I: US$ / KWh Fase I: US$ / KWh 200,000 Es el primer proyecto eólico desarrollado en el país, localizado en el departamento de Rivas. Se compone de dos fases de implementación: la fase I se compone de 19 turbinas eólicas de 2.1 MW cada una; mientras la fase II de 11 turbinas de 2.1 MW cada una. Se encuentra en proceso de certificación. No aplica Entrevista con Sean Porter, Gerente General Proyecto Eólico Amayo. 72

75 Hidroeléctricas Tabla 33. Ficha Hidrogesa PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología UNIDADES Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal Dirección / Persona de contacto INFORMACIÓN HIDROGESA Hidroeléctrica La Centroamérica 1965 Santa Bárbara Empresa Pública Ing. Justo Sandino Gerente General La Centroamérica Jinotega Santa Bárbara Valle de Sébacp Georeferencia Capacidad Instalada Energía Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida Emisiones de CO2 reducidas Corta Descripción Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información MW MW Capacidad Efectiva y MW Capacidad Nominal. MW MW MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a US$ / KWh tco2/ a 495, MW en el año 2010 La Planta Centroamérica cuenta con dos turbinas Francis de 25 MW cada una, cuyo rotor debe girar a 600 revoluciones por minutos. El agua se hace llegar por medio de un canal de 4 mil metros de longitud y capacidad de 22 metros cúbicos por segundo; seguido de un túnel a presión de 3 metros de diámetro y 2,850 metros de largo. El agua tiene que recorrer todavía una tubería forzada de 676 metros de longitud. Al igual que la Centroamérica, la Santa Bárbara está dotada de dos Generadores tipo Francis de 25 MW, que operan casi bajo las mismas especificaciones técnicas. El Rendimiento promedio de la Planta durante el 2010 fue de 0.54 kwh por metro cúbico de agua. Estadísticas INE 2010, Información Portal ENEL 73

76 Bagazo de caña Tabla 34. Ficha Monte Rosa PARAMETRO Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal UNIDADES Dirección / Persona de contacto INFORMACIÓN Ingenio Monte Rosa Biomasa 2002 Empresa Privada. Sociedad Anónima Lic. Bernardo Chamorro Gerente General Latitud: 12º Longitud: 87º Georeferencia Capacidad Instalada Energía MW Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida MW MW Emisiones de CO2 reducidas tco2/a Corta Descripción Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio Fuentes de Información MWh-a MWh-a MWh-a US$ US$/a US$ / KWh 46 MW Capacidad Efectiva y MW Capacidad Nominal, por lo que las instalaciones trabajan con un rendimiento del 74% aproximadamente. Esto se debe a que tres turbinas que contabilizan un Total de 11 MW se encuentran en stand-by. 166,302 MW en el año 2011 No se presentaron Datos No se presentaron Datos No se presentaron Datos Se estiman entre 60,000 y 65,000 toneladas para el año 2011 Es una de las dos instalaciones en donde se utiliza como combustible el bagazo de Caña de azúcar en la obtención de Energía Eléctrica para consumo propio y comercial. El rendimiento promedio de la planta durante el 2011 fue de 357 kwh por una tonelada de bagazo de caña consumido Es pionero en la industria azucarera nacional en extender la cogeneración con bagazo de caña a períodos fuera de zafra. Además, el rendimiento de la planta es bastante elevado. Estadísticas Ingenio Monte Rosa, Entrevista con Gerentes del Ingenio. 74

77 Tabla 35. Ficha Ingenio San Antonio PARAMETRO UNIDADES Nombre de la Instalación Tipo de Tecnología Fecha de Inicio de Operaciones Status Legal INFORMACIÓN Nicaragua Sugar Estates Limited (Ingenio San Antonio) Biomasa 1999 Empresa Privada Ingenio San Antonio ( Chichigalpa ) Jacinto Leal Dirección / Persona de contacto Georeferencia (Coordenadas de la Ubicación) Capacidad Instalada Energía Calor Refrigeración Energía Producida Energía Neta MW MW MW MWh-a Latitud: 12º 34' 00" N Longitud: 087º 01' 59" O 59.3MW 171,408 con bagazo +24,981 con madera (año 2011) Calor Refrigeración Inversión Costos Operativos Precio de la energía vendida MWh-a MWh-a US$ US$/a US$ / KWh Superior a los $20 millones Emisiones de CO2 reducidas tco2/ a N/A (No se aplicó al Mecanismo de Desarrollo Limpio) Corta Descripción El proyecto inicio en 1998, con el objetivo de ser más eficiente en nuestra industria y vender el excedente de energía a la red nacional pasando de ser una planta autoabastecida a ser una cogeneradora Aspectos relevantes que convierten esta instalación en Caso de Estudio 75

78 2.6. Declaraciones y Entrevistas con expertos relevantes del sector de energía renovable Entrevista con Luis Molina, Unidad Gestión Ambiental MEM 1 - A su juicio cuáles son los principales obstáculos o barreras que limitan el desarrollo de las energías renovables en Nicaragua? Financiamiento Costos altos para algunas fuentes renovables (paneles solares, hidros, etc.) Para el caso de pequeños proyectos si no es para generar electricidad no hay incentivos fiscales (Ley 532.Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes renovables) y hay barreras si no se conecta al Sistema Interconectado Nacional, o si la generación es para un sistema aislado. 2- A su juicio cuáles son las principales oportunidades para Nicaragua? el desarrollo de las energías renovables en Alto precio de los combustibles fósiles. Enorme potencial en fuentes renovables El deterioro ambiental global por el uso de combustibles fósiles. Estabilidad nacional, políticas energéticas y marco legal existente. 3- Tomando en cuenta los potenciales y restricciones, en orden de importancia cuáles son las fuentes más prometedoras o atractivas para el desarrollo de inversiones en el sector de energías renovables y por qué? Hidroeléctricas, eólicas y geotérmicas. Por el potencial existente, potencia firme (excepto eólica) Costos de operación relativamente bajos (eólicos y geotérmicos) 4- Cuáles son las recomendaciones que haría para mejorar el clima de inversiones en energía renovables en Nicaragua y fomentar las inversiones en este sector? Que las entidades financieras (nacionales o internacionales) dispongan de mayores fuentes de financiamiento y con menores restricciones. Que se fortalezca el marco regulatorio Que se diversifique el mercado de compra de la energía eléctrica generada. 5- A su juicio, cuáles son las experiencias más relevantes o casos más exitosos en el sector de energía renovables atendiendo a su sostenibilidad, capacidad productiva y competitividad? Para grandes proyectos (matriz eléctrica) tenemos los siguientes: Las plantas hidroeléctricas de Centroamérica y Santa Bárbara Geotérmico San Jacinto Tizate Eólico Amayo 76

79 Para pequeños proyectos: el programa de pequeñas centrales hidroeléctricas del MEM Entrevista con Geovanni Carranza, Unidad Gestión Ambiental MEM 1 - A su juicio cuáles son los principales obstáculos o barreras que limitan el desarrollo de las energías renovables en Nicaragua? El principal obstáculo es que no existe la liberta de investigación o estudios básicos para el fomento del desarrollo de los campos energéticos. Para realizar estudios básico es necesario llenar unas series de requisitos legales, técnicos y ambientales. Ejemplo: Si no veamos el caso del Proyecto Brito. Solo para realizar los Estudio Básicos de Ingeniería y Medio Ambiente, están teniendo una serie de problemas de trámites legales, producto de la burocracia estatal. Falta normas de: (1) procedimientos, (2) técnicas de cada tema del sector y (3) ambiental: Todos los grandes proyectos del sector energía descansan sobre los EIA, que son instrumentos demasiados voluminosos y de poca utilidad. Es necesario documentos de regulación sectorial. Fortalecer a MARENA: Esta institución tiene suficiente marco jurídico para regular, pero su equipo técnico es muy débil, demoran para emitir los permisos ambientales y la aprobación de los Estudios de Impacto Ambiental (EIAs). Generalmente para aprobar un EIA y emitir un permiso demoran entre 6 meses y 18 meses. 2- A su juicio cuáles son las principales oportunidades para Nicaragua? el desarrollo de las energías renovables en 1. Campos Geotérmicos; Porque existen suficientes datos de línea base para iniciar la prospección geológica, geoquímica y geofísica, al igual que hay un buen know how nacional que puede desarrollar este tema. Al igual que la existencia de infraestructuras dispersas sobre el sector de Geociencias que se encuentran mal distribuidas en el país y que pudieran ser orientadas al sector de prospección energética. 2. Recursos Hídricos: 3- Tomando en cuenta los potenciales y restricciones, en orden de importancia cuáles son las fuentes más prometedoras o atractivas para el desarrollo de inversiones en el sector de energías renovables y por qué? Lo respondo como el anterior. 4- Cuáles son las recomendaciones que haría para mejorar el clima de inversiones en energía renovables en Nicaragua y fomentar las inversiones en este sector? Crear los Comités o Juntas de profesionales multidisciplinar sectoriales con responsabilidad técnica, social, legal y ambiental. Estos Comités deben ser los responsables del fomento a la inversión, con vista a una política sostenible y a un marco regulatorio aplicable, a fin de que a través de estos grupos de profesionales se logren obtener los diagnósticos de aprobados o no aprobado los proyectos del sector energía. Si se logran hacer de manera colegiada la decisión de regular los proyectos, esta sería una herramienta más viable para hacer más efectiva el trámite de gestión de los proyectos. En la forma que están los trámites burocráticos, el país tiene mucho que mejorar. 5- A su juicio, cuáles son las experiencias más relevantes o casos más exitosos en el sector de energía renovables atendiendo a su sostenibilidad, capacidad productiva, competitividad, etc.? Proyecto San Jacinto Tizate, es un ejemplo de proyecto que está saliendo en la actualidad de 10 MW a 36MW en Diciembre de este año, y en Julio pasarà a 72MW, con una inversión de 300 millones de dólares. 77

80 Entrevista con Asociación Renovables 1 - A su juicio cuáles son los principales obstáculos o barreras que limitan el desarrollo de las energías renovables en Nicaragua? Se trata de trabajar manera complementaria y coordinada con las entidades del gobierno que rigen el sector, en los temas que actualmente limitan el desarrollo del sector, siendo: Insuficiente promoción del desarrollo de la generación eficiente de energía sobre la base de recursos renovables desde la contribución al Marco legal y regulatorio Débil consolidación del sector de energía renovable Limitado desarrollo de capacidades y conocimientos El tema del marco legal y regulatorio en particular, quisiéramos mencionar los esfuerzos siguientes: 1) La Asociación Renovables organizó en agosto del 2010 un foro nacional sobre el tema del marco legal y regulatorio de las fuentes renovables en Nicaragua, en cual se identificaron varias barreras legales y regulatorias, las cuales se mencionan en el documento adjunto 2) Durante su ejercicio , el grupo sobre marco legal de la Asociación identificó 9 temas específicos que constituyen su prioridad para una 1ª ronda de mejoras, ellos son: 1. Reserva Rodante 2. Retenciones sobre pagos a proveedores extranjeros 3. Aplicación del Artículo 7 de la ley IVA en el caso de distribución (pequeños concesionarios hidroeléctricos) 5. Normativa de calidad de servicios para media y alta tensión: 6. Costo marginal - Normativa de Operación 7. Medición neta (generación distribuida) 8. Condiciones de arranque en negro 9. Montos de canon por uso de aéreas protegidas 2- A su juicio cuáles son las principales oportunidades para el desarrollo de las energías renovables en Nicaragua? RENOVABLES propone contribuir, en colaboración con el sector público y privado, al cambio de la matriz energética del 30% de uso de fuentes renovables al 95% planteado en la estrategia nacional energética, y a la tarea de superar las condiciones que hacen que Nicaragua es el país que: Menos produce energía en general en Centroamérica (con casi el 50% basado en uso de la leña Tiene el mayor costo de la electricidad (por estar basada principalmente en petróleo Sólo tiene una cobertura de 65% de la población; En Nicaragua, al mismo tiempo: Sólo se aprovecha cerca del 5% de sus recursos naturales renovables para la producción de electricidad, No hay suficiente conocimiento de las posibilidades de generación y uso de las fuentes renovables, No hay suficiente difusión de buenas prácticas en eficiencia energética, No hay suficiente incentivos y condiciones favorables para crear nuevas oportunidades de producción de energía limpia, distribuida, y mantenida al nivel local, todo lo que no facilita que la población más pobre tenga acceso y la 78

81 use para salir de la pobreza. En particular, actualmente se está realizando el Proyecto PNESER PNESER (Proyecto Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable , cerca de $400 millones con Banco Mundial, BID y otros), que contempla una gran ampliación de la generación con fuentes renovables en Nicaragua con implicaciones para todo el sector energético. Representa una excelente oportunidad para el sector si uno logra insertarse exitosamente, pero al mismo tiempo opaca las demás pequeñas iniciativas. 3- Tomando en cuenta los potenciales y restricciones, en orden de importancia, cuáles son las fuentes más prometedoras o atractivas para el desarrollo de inversiones en el sector de energías renovables? 1) Hidroelectricidad: recurso abundante, legislación simplificada para proyectos de <1MW, muchos actores, generación distribuida 2) Geotermia: recurso muy abundante en Nicaragua. 3) Biomasa: recurso muy abundante en Nicaragua, precios de generación bajos 4) Solar Térmico: recurso muy abundante en Nicaragua 5) Solar Fotovoltaico: recurso muy abundante en Nicaragua 6) Eólica: algunos muy buenos sitios para parques eólicos de 15MW y encima 4- Cuáles son las recomendaciones que haría para mejorar el clima de inversiones en energía renovables en Nicaragua y fomentar las inversiones en este sector? El accionar de la Asociación RENOVABLES se plantea de manera complementaria y coordinada con las entidades del gobierno que rigen el sector, siendo sus componentes de trabajo: La promoción del desarrollo de la generación eficiente de energía sobre la base de recursos renovables desde la contribución al Marco legal y regulatorio, y la formulación, gestión y acompañamiento en la ejecución de proyectos. La consolidación del sector de energía renovable, por medio de la promoción del uso de las fuentes renovables y proyectos. El desarrollo de capacidades y conocimientos a través de la creación de una base de conocimiento para la promoción del uso sostenible de la ER; y el desarrollo de una estrategia de Tecnología de la Información y Comunicación. En particular consideramos que es importante: 1) Seguir las recomendaciones de la Asociación para el mejoramiento del marco legal y regulatorio de las fuentes renovables en Nicaragua, en particular mejorar la estructura de incentivos legales y fiscales para esos proyectos 2) Crear una Ventanilla Única para Proyectos de Energía Renovable (VUPER) 3) Seguir mejorando conocimientos y habilidades en el tema, monitoreando el impacto de la Energía Renovable en el país (a través de un sistema de información, ej: SIMERNIC) Otros temas abordados: Logros de la Asociación Renovables 1) Conformación de la asociación RENOVABLES a partir de la integración de diferentes actores de las energías tales como: ONG, empresas productores de energía a pequeña y gran escala, universidades, etc. 2) La firma de Alianzas y convenios con actores conexos y complementarios del sector, como: unirse, ANACC, BUN-CA, INDE-EuroCentro, entre otros. 3) Recibir apoyo de organizaciones de la Cooperación Internacional tales como: el Fondo Común para la Gobernabilidad Democrática en Nicaragua, PNUD, COSUDE, HIVOS, ECODES que han financiado proyectos 79

82 que impulsan el sector. 4) Aprovechamiento de los bonos de Carbono: Renovables se inserta desde 2010 en un proceso de identificación de las alternativas de mercados de carbono aplicables a Nicaragua con el fin de que los desarrolladores de proyectos de energía con fuentes renovables aprovechen las oportunidades existentes para obtener ingresos económicos adicionales a través de la venta de Certificados de Emisiones Reducidas (CER) al mitigar la emisión de GEI12 o secuestrando dióxido de carbono de la atmósfera. A través de sus gestiones, el equipo directivo de Renovables estableció que Nicaragua cuenta con la oportunidad de aprovechar el mercado de Kioto a través de un MDL13 específico, el Programa de Actividades (PoA) Guacamaya, el cual fue diseñado para proyectos hidroeléctricos de pequeña escala. Anaconda Carbon es la Entidad Coordinadora del Programa; Mabanaft es un grupo privado de origen alemán fundado en 1947, es el comprador de los créditos resultantes, y cuentan con una alianza estratégica en Nicaragua con EcoRessources, que es una empresa canadiense con representación en Nicaragua que desarrolla proyectos de gestión de créditos de carbono para el mercado europeo, regido por el protocolo de Kioto, y también para mercados voluntarios. Como parte de la contribución para el desarrollo de la energía limpia en Nicaragua y con el objetivo de explorar las oportunidades de acceder al Mercado de Carbono regulado bajo el Protocolo de Kioto, la Asociación Renovables firmó en julio del 2011 un Acuerdo Marco con EcoRessources, para la identificación y promoción de proyectos hidroeléctricos menores a 15 MW. Las ventajas de incluirse al PoA Guacamaya es la posibilidad de entrar al mercado de carbono europeo antes del 2013, y muy importante posibilidad de entrar al mercado de carbono europeo post 2012 con una visibilidad de mercado de un mínimo de 10 años. Este programa permite que los proyectos con bajo volumen de créditos puedan acceder al mercado de carbono con cero costos iniciales por parte del propietario del proyecto. Es muy importante notar que el PoA (Programa de Actividades) Guacamaya tiene una vigencia de 28 años desde Así que cualquier proyecto hidroeléctrico que califica, podrá incluirse durante estos próximos 28 años en el momento que se lance. 12 Gases con Efecto Invernadero 13 Mecanismo de Desarrollo Limpio. 80

83 Entrevista con Alejandro Quintanilla, Gerente de Producción PENSA 1 - A su juicio cuáles son los principales obstáculos o barreras que limitan el desarrollo de las energías renovables en Nicaragua? En términos generales el principal problema en este tipo de proyectos de energía renovable es el alto costo de capital a invertir y el considerable riesgo financiero. El sistema financiero del País actualmente no ofrece condiciones atractivas (incentivos) para hacer este tipo de inversiones. Esto conlleva a buscar financiamiento en el mercado regional y extra regional. En el aspecto técnico, el Sistema Interconectado Nacional debería de estarse preparando para recibir más energía renovable, renovando los componentes técnicos del mismo (como es el caso de la energía eólica, la cual demanda aspectos técnicos específicos dentro del SIN). 2- A su juicio cuáles son las principales oportunidades para renovables en Nicaragua? el desarrollo de las energías En el campo geotérmico, los recursos geotérmicos son grandiosos. De acuerdo al Documento Geothermal Capacity Building in Nicaragua por Thráinn Fridriksson, y Gioconda Guevara, ver: el potencial de Nicaragua es cercano a las 1200 MW de energía geotérmica. Explotando este recurso fabuloso y limpio, Nicaragua no solo cubriría su demanda de energía sino que aprovecharía la comercialización del excedente al resto de la Región a través del SIEPAC. De igual manera en generación hidroeléctrica Nicaragua tiene un potencial de generación cercano a los 3000 MW de energía hidráulica.14 Como se puede apreciar el recurso de fuentes renovables para el caso de energía geotérmica e hidráulica existe sólo se necesita financiamientos con incentivos y un buen marco jurídico-legal para desarrollar todo este potencial. 3- Tomando en cuenta los potenciales y restricciones, en orden de importancia cuáles son las fuentes más prometedoras o atractivas para el desarrollo de inversiones en el sector de energías renovables y por qué? 14 develops-its-hydroelectric-energy&catid=9%3anews&itemid=151&lang=es 81

84 1- Fuentes de energía geotérmica, muchas áreas de estudio a lo largo de la Cordillera de Los Maribios, en el pacifico nicaragüense. Ahí se encuentran sitios como: San Jacinto-Tizate, Momotombo, Hoyo Monte Galán, Volcán Casitas San Cristóbal, Cosigüina, Mombacho, etc 2- En cuanto a las fuentes de energía eólica, la mayoría se sitúan en la costa del Lago de Nicaragua en Rivas y en la zona central de Managua, El Crucero. Algunas zonas del Departamento de Estelí también son prometedoras. 3- Respecto a la energía hidroeléctrica, las zonas montañosas del Centro y Norte de Nicaragua son lugares idóneos para el desarrollo de centrales hidráulicas. 4- Cuáles son las recomendaciones que haría para mejorar el clima de inversiones en energía renovables en Nicaragua y fomentar las inversiones en este sector? 1- Crear un Plan de País en donde se priorice la utilización de fuentes renovables para generación de energía eléctrica base y así minimizar el uso de hidrocarburos en la generación eléctrica base. 2- Disminuir el factor de riesgo en este tipo de inversiones facilitando incentivos a través de intereses bajos y periodos de gracia para pago. 3- El Estado debe garantizar un clima político estable así como velar con el cumplimiento de las leyes como marco de referencia para los inversionistas (locales y extranjeros) 82

85 2.7. Lecciones aprendidas El análisis de los aspectos sociales, económicos y ambientales de las iniciativas de proyectos de energía renovables en Nicaragua y sobre todo de los proyectos más importantes que se encuentran registrados en la ONDL como proyectos MDL, permiten concluir que estos proyectos son factibles técnica, económica y socialmente, al mismo tiempo que apoyan la estrategia de desarrollo sostenible del país. Dichos proyectos presentan múltiples beneficios para el país, tanto a nivel financiero y económico, al reducir la facura petrolera y mejorar la balanza comercial, como por el impacto positivo que tienen a nivel local, generando mano de obra, promoviendo el desarrollo local y abaratando los costos de energía. Además, se ha demostrado que existen fuentes de financiamiento disponible y que las condiciones de retorno de las inversiones mejoran con la venta de certificados de carbono (CERs). Respecto a las pequeñas centrales que utilizan fuentes renovables, pese a tener áreas de intervención pequeñas, deben ser consideradas como una fuente importante de energía (principalmente en regiones alejadas de los mayores centros de población) y para el mediano plazo constituyen una alternativa para reducir la dependencia del petróleo. Como país hemos aprendido la importancia de la formulación de políticas y estrategias en el marco de la cooperación entre el sector público y privado. Asímismo, se ha determinado la necesidad de revisar de forma continua el entorno nacional e internacional para mejorar el clima de negocios en el mercado de energías renovables y de eliminar obstáculos y barreras, a través de las reformas del marco jurídico institucional para adecuarlo a las necesidades de la macroeconomía del país y de los inversionistas. Específicamente, hemos aprendido que además de una legislación específica por sectores o fuentes renovables era necesaria una Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes renovables. También el análisis de los proyectos nos enseña la importancia de los incentivos fiscales y la importancia de facilitar el acceso a los certificados de carbono (CERs), condiciones que mejoran sustancialmente la situación financiera de los proyectos y estimulan la inversión privada a largo plazo. También es importante destacar la importancia de contar en Centroamérica con fuentes regionales de financiamiento como el Banco Centroamericano de Integración Económica, avaladas por el Estado nacional. 83

86 3. Estado del Arte sobre la Energía Renovable en Nicaragua. (Casos de estudio) 3.1. Introducción El Estado del Arte del Sector de Energía Renovable en Nicaragua ha logrado un importante avance con el desarrollo de proyectos de gran escala que transfieren tecnología de punta desarrolladas en otros países. Específicamente, subsectores de energía renovable como la cogeneración (biomasa), geotérmica y eólica disponen de tecnologías proporcionadas por los principales proveedores de turbinas de vapor y de viento. Por tanto, se tienen las capacidades a nivel nacional para el desarrollo de otros proyectos con similares parámetros de eficiencia técnica y rendimiento de la inversión. Las características de dichos subsectores pueden ser analizadas de acuerdo a la presentación de los Casos Exitosos que se muestran a continuación, los cuales son: Caso Exitoso Cogeneración con Bagazo de Caña. Proyecto Monte Rosa Caso Exitoso Proyecto Geotérmico San Jacinto Tizate Caso Exitoso Proyecto Eólico Amayo Respecto a otros sectores de energías renovables como el hidroeléctrico y solar, en Nicaragua se disponen de alternativas tecnológicas a pequeña y mediana escala. En cuanto a proyectos hidroeléctricos, en operación no hay proyectos superiores a 1MW de Potencia, solamente pequeñas centrales hidroeléctricas que utilizan tecnología avanzada. De más de 1 MW, hay dos plantas hidroeléctricas que suman 100 MW de Potencia (Planta Centroamérica y Santa Bárbara), cuya construcción fue desarrollada hace más de 40 años, por lo que no han sido seleccionada como Caso Exitoso por disponer de tecnología desfasada. En cuanto al estado del arte del subsector energía solar, se ha extendido el uso de paneles solares a escala residencial, utilizando productos comerciales de proveedores internacionales. Sin embargo, hasta la fecha y pese al importante potencial solar en Nicaragua, no se han establecido parques solares que tengan más de 1 MW de Potencia. El factor clave para dinamizar dicho sector depende de las investigaciones que puedan realizarse en las universidades y de la respuesta de los proveedores internacionales para hacer esta tecnología más accesible. En los siguientes capítulos del Componente Estado del Arte, se caracterizará en detalle los Casos Exitosos seleccionados para conocer el avance de las energías renovables en los subsectores cogeneración (biomasa), geotérmica y eólica 3.2. Fuentes de información Las fuentes de información utilizadas han sido las fuentes oficiales reguladoras de los proyectos y de las empresas privadas propietarias y formuladoras de los proyectos. 84

87 3.3. Criterios de selección de los casos. 1. Utilización de fuentes de energía renovable: el proyecto debe basar su generación en fuentes de energía renovable que no pongan en peligro la disponibilidad del recurso. 2. Potencia Instalada: el proyecto debe tener una potencia instalada superior a 1 MW 3. Inscripción como Proyecto del Mecanismo de Desarrollo Limpio: el proyecto seleccionado debe haber concluido exitosamente el proceso de registro ante Naciones Unidas para formar parte del Mecanismo de Desarrollo Limpio, y estar listo o ya haber comercializado Certificado de Reducción de Emisiones en algún mercado de carbono, 4. Replicabilidad: el proyecto debe demostrar las cualidades para ser replicado en otros sitios por otros desarrolladores. 3.4 Caso Exitoso Cogeneración con Bagazo de Caña. Proyecto Monte Rosa Descripción de la empresa El INGENIO MONTE ROSA, localizado en el municipio de El Viejo, departamento de Chinandega, es una de las empresas agroindustriales más sólidas y proactivas en aspectos ambientales, de seguridad e inocuidad en Nicaragua, generando alrededor de 5,000 empleos directos en el periodo de zafra, de los cuales aproximadamente un 50% permanecen durante todo el año. La empresa fue adquirida en 1998 por el grupo Pantaleón, de Guatemala, lo que ha permitido la realización de proyectos enfocados en inversiones tecnológicas y de capital humano que contribuyen a la mejora continua y la transformación de recursos naturales en azúcar y energía de forma responsable y sostenible. Estos esfuerzos han sido reconocidos a nivel nacional e internacional a través de certificaciones ISO 9001, ISO 22000, OHSAS 18001, Buenas Prácticas Agrícolas y HACCP; entre otras. Actualmente el ingenio tiene una capacidad instalada de procesamiento de 13,000 toneladas de caña por día, lo que permitió la producción de 183,000 toneladas métricas de azúcar para consumo nacional e internacional en la zafra Según entrevista con Funcionarios de IngenioMonte Rosa: Bernardo Chamorro Gerente General, Manuel Espinoza Gerente de Planta y Carlos Gonzalez, Coordinador de Gestión Ambiental 85

88 Figura 18. Vista aérea del ingenio Monte Rosa Fuente: Fotos de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Descripción del proyecto Monte Rosa S.A. inició en 2001 su proyecto de cogeneración de energía, fundamentado en el aprovechamiento del bagazo obtenido en la molienda de la caña, alcanzando actualmente una capacidad instalada de 60 MW. Este proyecto tiene como doble beneficio el aprovechamiento de un subproducto del proceso productivo del azúcar (bagazo) para la generación de vapor y energía eléctrica, lo que aporta recursos valiosos para la empresa y el país, ya que una parte de la energía eléctrica generada (67%) es entregada a la red nacional16. La actividad del proyecto tiene como objetivo aumentar la eficiencia energética y la capacidad de cogeneración para suministrar electricidad a la red, lo que agrega valor a la producción de bagazo de la empresa. A través de la implementación de este proyecto, Monte Rosa aumenta la cantidad de electricidad generada y es capaz de comercializar el excedente al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de Nicaragua, desplazando de este modo el despacho de energía producida a partir de combustibles fósiles en plantas térmicas. El proyecto evita además las emisiones de CO2 y contribuye al desarrollo sustentable a nivel regional y nacional Tecnología utilizada El proyecto de Monte Rosa utiliza el ciclo de vapor Rankine, una tecnología empleada a nivel mundial para la generación de electricidad a partir de biomasa. Este ciclo consiste en la combustión directa de la biomasa en una caldera para generar vapor, que luego se expande a través de una turbina. La mayoría de las plantas de ciclo de vapor se encuentran en zonas industriales, donde se recupera el calor residual de la turbina de vapor para 16 Según entrevista con Funcionarios de IngenioMonte Rosa 86

89 satisfacer las necesidades de calor del proceso industrial. Los sistemas de cogeneración proporcionan mayores niveles de servicios de energía por unidad de biomasa, en comparación con los sistemas que sólo generan energía eléctrica. Las turbinas de vapor utilizadas en estos sistemas pueden categorizarse en turbinas de contrapresión o condensación. En Monte Rosa se utilizan ambas tecnologías, ya que las turbinas de contrapresión permiten satisfacer los requerimientos de calor para la evaporación de jugo en el proceso industrial, al producir vapor con una presión por encima de la presión ambiental; mientras que las turbinas de condensación tienen un mayor énfasis en la producción de electricidad, ya que se utiliza menos vapor como fuente de calor en la producción del azúcar. Figura 19. Proceso de cogeneración de energía Fuente: Diagrama de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Fases del proyecto El proyecto se ha desarrollado en tres fases17, definidas a continuación: Primera Fase: Una vez que se sustituye completamente el consumo de búnker en la zafra , se llevan a cabo inversiones para la modificación tecnológica del proceso de cogeneración de energía entre las zafras y , que además permitieron el inicio de la venta de electricidad excedente al SIN, en el mercado de ocasión (mercado spot). Estas modificaciones consistieron en la instalación de una caldera de 900 psi (62 bar), un turbo generador de 15 MW y una subestación eléctrica. 17 Descritas por el Ing. Carlos González, Coordinador de Gestión Ambiental, durante visita de campo realizada 87

90 Segunda Fase: Esta fase inició en la zafra y consistió en la instalación gradual de nuevos turbogeneradores y equipos de alta presión para la combustión del bagazo y la generación de energía y vapor, retirándose en forma paralela los equipos menos eficientes. Las principales inversiones se enfocaron en la instalación de una nueva caldera de 900 psi (62 bar), tres nuevos turbogeneradores (dos de contrapresión de 20 MW y uno de condensación de 16.5 MW), una torre de enfriamiento de 13,500 gpm para el vapor condensado en las turbinas, dos nuevos transformadores y otros dispositivos para la subestación eléctrica que permitieron elevar el voltaje hasta 69,000 v. Figura 20. Imágenes de la torre de enfriamiento, subestación eléctrica y estación de cenizas Fuente: Fotos de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Un componente de relevancia ambiental instalado en esta segunda fase es el sistema lavador de gases de las chimeneas, para evitar la emisión de material particulado al ambiente. El agua con hollín y cenizas es tratada posteriormente en una estación acondicionada para este propósito, lo que permite la recirculación del agua clara nuevamente al lavado de gases, mientras que las cenizas retiradas son dispuestas en un sitio autorizado. Tercera fase: En la zafra inició una nueva fase en el proyecto, vinculada estrechamente con mejoras en la eficiencia energética, para lo cual se realizaron inversiones en equipos para calentamiento de jugo clarificado en fábrica y se redujo el tiempo perdido, lo que contribuyó a reducir el consumo de vapor de la operación industrial. Esta mejora permite una mayor disponibilidad de bagazo y consecuentemente un incremento en los días de generación fuera de zafra. 88

91 Figura 21. Calentadores de jugo clarificado en proceso de instalación Fuente: Foto de archivo oficial del IngenioMonte Rosa El manejo del bagazo excedente producido durante la zafra implicó una serie de inversiones, retos y aprendizajes para Monte Rosa, entre los que se destacan: Adquisición de tecnología para compactación del bagazo y su manejo estibado en pacas. Ampliación del área de almacenamiento de bagazo. Instalación de sistemas de control de incendios. Verificación constante de la temperatura de las pacas, como un medio de prevención y atención de incendios. Instalación de desfibradoras para el aprovechamiento del bagazo. Construcción de domo para protección del bagazo a granel durante el periodo de invierno. 89

92 Figura 22. Enfardadora y estibas de pacas de bagazo Fuente: Fotos de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Figura 23. Desfibradoras y domo de protección del bagazo a granel Fuente: Foto de archivo oficial del IngenioMonte Rosa La ejecución de este proyecto ha permitido aprovechar el crecimiento natural del ingenio y la consecuente generación de bagazo, lo que unido a las innovaciones tecnológicas ha contribuido a un crecimiento sostenido en la generación y venta de electricidad al sistema nacional. 90

93 Figura 24. Crecimiento de generación y venta de electricidad Emisiones evitadas: 491,749 t CO2e Fuente: Tabla de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Debido a las características de este proyecto, así como sus beneficios ambientales, sociales y económicos, fue certificado con el Premio a la Excelencia en Producción Más Limpia en el 2007 y se encuentra acreditado por las Naciones Unidas para acceder al otorgamiento de bonos de carbono. Para el ingenio Monte Rosa la cogeneración con residuos de biomasa es muy importante para la estrategia energética del país y es una alternativa de aplazar la instalación y el despacho de generación de energía térmica. Además, la comercialización de los CER s generados por el proyecto aumenta el atractivo de los proyectos de cogeneración de bagazo de caña, lo que contribuye a aumentar la producción de esta energía y mejora la competitividad de la organización y del país Beneficios del proyecto Entre los beneficios derivados de este proyecto podemos mencionar los siguientes: o Aprovechamiento de un subproducto industrial para la generación de vapor y electricidad de uso en el ingenio y en el sistema interconectado nacional. o Reducción de 491,749 toneladas de CO2 equivalente, al eliminar el uso de combustibles fósiles. Esto además contribuye a la mitigación del cambio climático global, a la reducción de la dependencia de los derivados del petróleo y a disminuir la factura nacional por la importación de estos recursos energéticos. o Generación de fuentes de empleo de forma directa e indirecta. 91

94 o Creación y consolidación de capacidades técnicas y administrativas en el personal que labora en el proyecto y a nivel de toda la organización. o Contribuye al fortalecimiento de la imagen organizacional, posicionándola como una empresa de referencia nacional en este tipo de proyectos Claves de éxito Algunos de los elementos que han aportado al crecimiento y al éxito de este proyecto se encuentran los siguientes: o Liderazgo y visión gerencial hacia objetivos de largo plazo. Este elemento permitió la búsqueda de alternativas que garantizan la auto-sostenibilidad de la empresa en materia energética durante el periodo de zafra. Además, la visión corporativa de ser en el 2030 una de las diez organizaciones más importantes del mundo en la industria azucarera y productos relacionados impulsa el desarrollo de innovaciones y la mejora continua de los procesos, aunque el entorno fuera el más favorable al momento de iniciar el proyecto, ya que no se priorizaba el cambio de la matriz energética nacional hacia el aprovechamiento de fuentes renovables. o Superación de retos. Cuando inició el proyecto, la estacionalidad de la generación dificultaba el ofrecimiento de energía firme al SIN, por lo que la opción de comercialización del excedente de energía de Monte Rosa sólo podía realizarse a través del mercado de ocasión. Con las mejoras continuas al proceso de cogeneración y a la misma operación industrial, se ha logrado la estabilización de la generación durante la zafra y el excedente actual de bagazo permite ampliar los días de generación fuera de la época de zafra, por lo que ya se tiene un contrato con una empresa distribuidora de energía. o Acceso a fuentes de financiamiento. Para la adquisición de los equipos e infraestructura necesarios para el proyecto se identificaron fuentes potenciales de financiamiento, obteniéndose préstamos fundamentados en la estabilidad productiva de la corporación, las proyecciones de crecimiento de la empresa, entre otros. Un elemento adicional es también la comercialización de los bonos de carbono obtenidos bajo las posibilidades del MDL, lo que contribuye positivamente a continuar con el desarrollo de inversiones y mejoras en el proyecto Aspectos ambientales y sociales La ejecución del proyecto de cogeneración de energía a partir de bagazo se integra a una estrategia dirigida hacia el aprovechamiento sostenible de los recursos naturales con responsabilidad social y ambiental. Es por esto que se destacan algunas iniciativas ejecutadas en Monte Rosa para fortalecer los aspectos relacionados con producción, calidad, medio ambiente, seguridad sobre estos temas: Reducción de consumo de agua: En el año 2008 Monte Rosa realizó una inversión de 2.5 millones de dólares en dos proyectos de transferencia de tecnología de gran envergadura, lo que permitió mejorar el desempeño ambiental de la organización e incidir sobre los niveles de consumo de agua. El primer proyecto implicó la limpieza de caña en seco 92

95 mediante la instalación de una mesa que por medio de vibración permite la eliminación de la basura procedente del campo. El segundo proyecto consistió en la consolidación operativa del sistema de tratamiento de las aguas de lavado de gases de las calderas, conocido como Estación de ceniza, en la que se realiza el acondicionamiento y recuperación del agua procedente del lavado de gases a fin de separar la ceniza captada y recircular el agua nuevamente al sistema lavador de gases. Figura 25. Mesa de limpieza en seco y decantadores de estación de ceniza Fuente: Fotos de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Los beneficios de estos proyectos están relacionados a: Fortalecimiento del desempeño ambiental de la organización, al reducir el consumo de agua. Mejoramiento de la calidad del efluente utilizado para riego de las plantaciones de caña, mediante la reducción de la concentración de DBO5 y DQO. Mejoramiento de la calidad de las emisiones atmosféricas de las calderas. Reducción de las pérdidas de azúcar, provocadas por el lavado de la caña al entrar al proceso. Ahorro de costos relacionados con el mantenimiento de la maquinaria de fábrica. 93

96 Cosecha en verde: En el área agrícola, se ha incrementado anualmente el corte de caña mecanizado en verde, lo que nos llevó a cosechar para la zafra un 64% de nuestra caña bajo este sistema de corte, esto con el objetivo de sustituir la práctica de quema, logrando así una reducción de las emisiones atmosféricas hacia el medio ambiente y las comunidades. Figura 26. Cosecha de caña en verde Fuente: Foto de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Disposición final de desechos sólidos: Monte Rosa a partir del 2009 inicia la operación de su Relleno Sanitario el que tienen una vida útil de 20 años. Este sistema fue construido y opera bajo estándares de normas nacionales. De forma paralela se ha desarrollado una campaña de separación de residuos dirigida a los trabajadores lo que ha permitido la recuperación de residuos que son donados a Los Pipitos para el desarrollo de sus programas de beneficio sociales. Figura 27. Vista del relleno sanitario de Monte Rosa Fuente: Foto de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Jornadas de reforestación y limpieza: Estas jornadas son coordinadas con las alcaldías municipales, los Ministerios del Ambiente, Forestal, Salud y Educación; en los municipios 94

97 de Chinandega, El Viejo y Puerto Morazán a fin de incorporar a estudiantes a estas actividades, priorizando la reforestación en ríos y áreas degradas de los municipios, así como la limpieza de cada comunidad. Figura 28. Imágenes de limpieza y reforestación Fuente: Fotos de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Proyectos sociales: Estos proyectos están enfocados en el mejoramiento de las condiciones básicas de las comunidades en el área de influencia del ingenio, referidas a la perforación pozos y su limpieza para abastecimiento de agua, mantenimiento de caminos, entrega de filtros para mejoramiento de la calidad de las aguas de consumo, mejoramiento de escuelas, entre otros. Figura 29. Imágenes de proyectos sociales Fuente: Fotos de archivo oficial del IngenioMonte Rosa Lecciones aprendidas del Proyecto El Caso Exitoso de Cogeneración de Energía con Bagazo de Caña, del Ingenio Monte Rosa, es un proyecto que se basa en los principios del desarrollo sostenbile, por lo que está alineado con el Plan de Acción Nacional para enfrentar el Cambio Climático. El presente proyecto cumple con todos los criterios de selección, destacando crecimiento económico local, aumento del bienestar social local y producción de energía limpia. A continuación se 95

98 detallan las lecciones aprendidas: 1. El aprovechamiento del bagazo de caña, un subproducto del proceso productivo del azúcar, para la co-generación de vapor y energía eléctrica es una opción tecnológica viable, que mejora la rentabilidad la empresa y tiene un impacto ambiental y social positivo. Reduce las emisiones de C02, aumenta la generación de empleo y aporta el 67% de la energía generada por el proyecto a la red nacional, contribuyendo a reducir la dependencia del petróleo y al desarrollo sostenible del país. 2. El diseño y ejecución del proyecto en tres fases como parte del crecimiento natural de la producción, facilita la asimilación técnica y financiera de las inversiones de la empresa como parte de un proceso gradual de aprendizaje, lo que a la par de las innovaciones tecnológicas, han contribuido al crecimiento sostenido de la generación y venta de electricidad al sistema nacional. 3. Los beneficios sociales, ambientales y económicos del proyecto, le valieron un premio a la excelencia en Producción Más Limpia y el acceso al otorgamiento de bonos de carbono. La comercialización de los CERs generados por el proyecto aumentan el atractivo de proyectos similares, lo que tiene un impacto positivo en el rendimiento financiero del proyecto, y mejora la competitividad y sostenibilidad de la empresa. 4. La existencia de programas internacionales y regionales de desarrollo que facilitan recursos financieros para el corto y largo plazo para el desarrollo de inversiones en energía renovable, hace posible la ejecución de proyectos innovadores como este. 5. El desarrollo de un proyecto de ER como el de co-generación de bagazo, en el marco de un programa de Responsabilidad Social Empresarial (RSE) en la empresa, contribuye a crear un ambiente favorable para el desarrollo de iniciativas innovadoras de desarrollo sostenible, que junto con otras similares, aportan significativamente a la mejora de las condiciones sociales y ambientales en beneficio de la empresa y su entorno de manera integral. 6. El proyecto de co-generación de energía con bagazo de cañamonte Rosa demuestra que en las condiciones ambientales y sociales similares a las de Nicaragua es posible la replicabilidad de este proyecto. 96

99 3.5 Caso Exitoso Proyecto Geotérmico San Jacinto Tizate El proyecto San Jacinto Tizate es uno de los proyectos de energías renovables más importantes que se están desarrollando en Nicaragua. Este proyecto geotérmico está siendo desarrollado por la empresa Polaris Energy de Nicaragua, subsidiaria de RAM Power Corp., empresa registrada en la bolsa de Valores de Toronto, bajo el símbolo de RPG. Este proyecto logrará la transferencia de tecnologías y conocimientos que contribuirán el desarrollo del sector geotérmico, que es la única energía renovable que puede garantizar una elevada estabilidad al sistema energético nacional y sustituir con garantías la dependencia en la generación termoeléctrica Descripción general del proyecto El proyecto está localizado en el Noroeste de Managua, a 120 Km de la ciudad capital y aproximadamente a 20 km de la ciudad de León. La realización del proyecto contempla la construcción de una Planta Geotérmica en San Jacinto, desarrollado por Ram Power Corp. a través de su subsidiaria Nicaragüense, Polaris Energy Nicaragua S.A Figura 30. Localización Proyecto San Jacinto Tizate Fuente: Mapa de archivo de la empresa PENSA El proyecto San Jacinto Tizate está dividido en dos etapas, cada una de 36 MW. Ya se construyó la infraestructura donde estarán instaladas las turbinas que generarán 72 97

100 megavatios de energía, de los cuales 36 megavatios entrarán a funcionar en Diciembre de 2011 y los restantes 36 MW en el último trimestre del Con la entrada de la primera fase, se tendrá una generaciòn de energía disponible en el Sistema Interconectado Nacional SIN equivalente a lo que consumen los departamentos de Chinandega y León. Se ha firmado un contrato de compra de energía por 20 años con la empresa DisnorteDissur, empresa encargada de la distribución de energía en el país. El desarrollo del proyecto contempla la implementación y construcción de una planta geotérmica con una capacidad instalada de 72 MW y se llevara a cabo en dos fases: Fase 1: Instalación de 36 MW usando Turbina Fuji Fase 2: Instalación de 36 MW usando Turbina Fuji La localización del proyecto se encuentra 2 kilómetros al norte del Caserío San Jacinto, en la zona norte de la Colina Tizate. El 25% del total del área del proyecto será utilizado para equipos y el 75% restante será utilizado para uso agrícola Aspectos legales Para la realización de este proyecto, ha sido importante el marco legal que brinda garantías al inversionista al definir claramente sus derechos y obligaciones, a través de las siguientes leyes: Ley 432 y su reglamento regula el sector geotérmico. Ley 532 Ley de Promoción de Generación Eléctrica por medio de la utilización de Fuentes Renovables, que otorga incentivos fiscales a los proyectos de energía que usan fuentes renovables Ley de Industria Eléctrica Ley de Medio Ambiente y Recursos Naturales Aspectos Tecnológicos El proyecto pretende ser un ejemplo de transferencia tecnológica lo cual permite aumentar el nivel de técnicas y conocimientos en el área de la energía geotérmica en Nicaragua. En la Primera parte de la fase 1, el desarrollador del proyecto propone la instalación de una turbina de condensación, de 36 MW, marca Fuji, fabricada en Japón. En la segunda parte de la fase uno el desarrollador de proyecto propone la instalación de una segunda turbina de condensación con las mismas especificaciones. 18 Fuente: entrevista con Alejandro Arguello, Gerente de Desarrollo Corporativo de PENSA. 98

101 Aspectos Económicos19 Par el desarrollo del Proyecto San Jacinto Tizate, se invertirán alrededor de una superior a los 400 millones de dólares, de los cuales la empresa Polaris Geothermal invertirá aproximadamente el 40 % y los restantes serán aportados por un consorcio de bancos que incluyen al IFC, BID, BCIE, FMO, CIFI.DEG,PROPARCO, OeEB. El proyecto pretende ser un ejemplo para futuras inversiones extranjeras en el país, y se espera que por medio de la utilización del Recurso Geotérmico en San Jacinto Tizate, se reduzca la dependencia en la importación de los combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica en 887,290 barriles de Bunker C, lo que conlleva a un ahorro para el país de US$62 Millones cuando el precio del bunker C es de US$70 el barril. Cuando estén en operación los 72 MW de la planta, se reducirá aproximadamente en un 16% la dependencia de la matriz energética de Nicaragua en derivados del petróleo, disminuyendo el peso de las plantas termoeléctricas de un 65% actualmente hasta un 49% en cuanto a la generación de energía en GWh por año. El Proyecto San Jacinto Tizate tendrá una generación de energía eléctrica de GWh-año cuando esté en su máxima capacidad. Estos datos se consideran con valores actuales de demanda de energía, por lo que considerando el crecimiento de la demanda (4%), habrán algunas variaciones no tan importantes en el cambio de la matriz que se ha expuesto. La implementación del proyecto mejorará la situación de las industrias locales debido a un aumento en el suministro de energía contribuyendo a la misma vez en la reducción de Costos de Generación de Eléctrica Aspectos sociales Mediante la obtención de energía Limpia el proyecto claramente brindara beneficios económicos y sociales a la población del Departamento de León. El proyecto genera 800 empleos directos y miles de empleos indirectos promoviendo así el desarrollo social y económico de la zona Aspectos ambientales El proyecto estima una reducción de 384, 000 toneladas anuales de CO2. El Proyecto de San Jacinto Tizate contribuye a alcanzar las metas planteadas por el Plan de Acción Nacional para enfrentar el Cambio Climático ya que la tecnología utilizada es amigable con el medio ambiente. El Proyecto San Jacinto Tizate ayudará a que contaminantes tales como el monóxido de Carbono, óxido de azufre y oxido de carbono de ser emitidos a la atmosfera. 19 Fuente: entrevista con Alejandro Arguello, Gerente de Desarrollo Corporativo de PENSA 99

102 La salmuera es devuelta a las capas internas del manto freático mediante pozos de reinyección, para garantizar la sostenibilidad del recurso a mediano plazo Barreras encontradas Se requiere acceso a capital propio para poder desarrollar proyectos geotérmicos puesto que la perforación de pozos de producción y de reinyección se hace con capital de los inversionistas Replicabilidad La tecnología es estándar y conocida a nivel mundial, por lo que puede ser replicada en otros campos geotérmicos en Nicaragua y en otros países de la región latinoamericana Lecciones aprendidas El Caso Exitoso Proyecto Geotérmico San Jacinto Tizate ha tenido un gran impacto en el desarrollo sostenible de Nicaragua, y se encuentra acorde con las estrategias y acciones del Plan de Acción Nacional para enfrentar el Cambio Climático. El presente proyecto cumple con todos los criterios de selección, destacando crecimiento económico local, aumento del bienestar social local y producción de energía limpia. A continuación se detallan las lecciones aprendidas: 1. La existencia de contratos de compra y venta de energía eléctrica a largo plazo (20 años) proporciona estabilidad al mercado de energía, reduce el riesgo de las operaciones y facilita la recuperación de las inversiones. 2. Se ha establecido un marco legal (con leyes generales y específicas en materia de medio ambiente, energía eléctrica, energías renovables y específicamente energía geotérmica), que define claramente los derechos y obligaciones de los inversionistas y brinda suficientes garantías a largo plazo para inversiones de gran envergadura en el sector geotérmico. 3. El alto riesgo relacionado a la fase de exploración del proyecto geotérmico San Jacinto Tizate fue superado por el compromiso de la empresa Polaris Energy de Nicaragua S.A., la cual dispuso de fondos propios para la exploración y de un alto porcentaje de capital para la fase de ejecución del proyecto. Para lograr un mayor dinamismo en las inversiones del sector geotérmico, se requiere de acciones estratégicas que disminuyan el riesgo en las fases de exploración, reformulando los requerimientos técnicos y explorando posibles fondos de garantía para el desarrollo de la exploración de nuevos campos geotérmicos. 4. La existencia de financiamiento disponible a través de consorcios de bancos regionales e internacionales que permita el co-financiamiento de proyectos de gran magnitud, es una condición indispensable para llevar a la ejecución proyectos geotérmicos que aprovechen el potencial existente. 100

103 5. Los beneficios sociales y ambientales de los proyectos geotérmicos, sumado a la estabilidad como fuente de energía renovable, la convierten en un rubro de alto interés nacional, para instituciones públicas, privadas y la sociedad en general.. 6. El éxito de San Jacinto Tizate, el potencial geotérmico comprobado, la existencia de las condiciones otorgadas por el marco político y jurídico de la energía renovable en Nicaragua, permiten la replicabilidad de este proyecto en condiciones similares Caso Exitoso Proyecto Eólico Amayo Descripción general del proyecto El Proyecto Eólico Amayo se encuentra a 129 kilómetros al sur de la capital de Nicaragua, en el Departamento de Rivas, en el suroeste del lago de Nicaragua. El proyecto consiste de dos fases, la primera fase comprende 19 turbinas eólicas y la segunda 11 turbinas, con capacidad de 2.1 MW para un total de 63MW de Capacidad Instalada. La energía producida por el proyecto se conecta con el SIN (Sistema Interconectado Nacional) por medio de una subestación construida dentro del Parque Eólico. El Consorcio Eólico Amayo está conformado por: Centrans: Grupo Guatemalteco especializado en plantas de generación eléctrica. AEI: empresa internacional que adquirió en 2010 las acciones que puso a la venta ARCTAS, empresa internacional que estuvo a cargo de la construcción del proyecto ENISA: Es una firma nacional y el desarrollador original del proyecto. 101

104 Figura 31. Ubicación Proyecto Amayo Fuente: Mapa de archivo de la empresa Amayo Aspectos legales La Ley 532 o Ley de Promoción de Generación Eléctrica por medio de la utilización de Fuentes Renovables, fue fundamental en el desarrollo y ejecución del proyecto ya que permitió exoneraciones de impuestos para la importación de los componentes necesarios para el proyecto Aspectos tecnológicos Amayo es el primer proyecto en usar el recurso eólico para la generación de energía en Nicaragua, el cual ha permitido transferir conocimientos a profesionales nicaragüenses. La empresa que desarrolló el proyecto entrenó a un equipo de ingenieros para manejar las instalaciones. Los Aerogeneradores son de la marca Danesa Suzlon y el modelo es el S88, que es un equipo de tecnología de punta que consta de 3 aspas con diseño aerodinámico con un diámetro de 88 metros. Estos aerogeneradores tienen un dispositivo inteligente que les permite girar hacia donde el viento permite el movimiento de las aspas Aspectos económicos La inversión total del proyecto fue de aproximadamente $155 millones de dólares. La primera fase del proyecto fue financiada por el BCIE a través de un crédito directo de largo 102

105 plazo; mientras la segunda fase fue financiada por el mismo BCIE pero a través de un crédito sindicado con otros bancos como FMO, EKF y BIO. El proyecto reducirá los costos de electricidad ya que una planta de generación termoeléctrica en Nicaragua vende a un precio promedio de $184 por MWh. En cambio la Fase I del Proyecto Amayo vende actualmente su energía a un precio promedio de $86.25 el MWh, y la fase II vende a un precio promedio de $9220. Este diferencial de los precios en relación a la generación eléctrica a partir de bunker traerá grandes beneficios a la población en general, ya que disminuye el costo promedio de la generación eléctrica nacional al proveer energía a precios más competitivos. El uso del Recurso Eólico en las dos fases del proyecto Amayo, representará una reducción de consumo de petróleo equivalente a 276,500 barriles de Petróleo por año, reduciendo aproximadamente en $31.9 Millones por año la importación de combustibles fósiles Aspectos sociales El proyecto tiene una capacidad instalada de 63 MW, lo cual ha aumentado el suministro de electricidad y ha reducido a su vez las interrupciones eléctricas. Por tanto, esto ha mejorado la calidad de vida de las personas y ha creado estabilidad en el sector productivo, lo cual estimula el empleo para la población. Durante la construcción de este proyecto, se generó empleo para 200 nicaragüenses. Durante la etapa de operaciones, ambas fases del proyecto generan entre 20 y 40 empleos directos e indirectos Aspectos ambientales El Proyecto Amayo está en la misma que línea que el Plan de Acción Nacional para enfrentar el cambio climático, ya que el proyecto genera energía a partir de un recurso renovable reduciendo así el consumo de combustible fósil en la generación de energía eléctrica. Durante la instalación del parque eólico, grandes cantidades de lubricantes serán utilizados y posteriormente desechados. Con el fin de que estos desechos no alcancen fuentes de agua, se ha determinado que sean almacenados en barriles de seguridad, facilitando así su uso posterior. Por su parte, todas las torres y sus elementos complementarios fueron diseñadas por normas internacionales estándares. Con el fin de prevenir la colisión de aves o animales con las turbinas o las aspas de los rotores, se instalaron disuadores de sonido. 20 Fuente: Entrevista con Sean Porter, Gerente General del Proyecto Eólico Amayo. Fuente: Entrevista con Sean Porter, Gerente General del Proyecto Eólico Amayo. 22 Fuente: Entrevista con Sean Porter, Gerente General del Proyecto Eólico Amayo

106 Barreras encontradas Durante la construcción del proyecto, se presentaron algunos inconvenientes por fenómenos climáticos en que las fuertes lluvias y vientos dificultaron algunas actividades. El equipo de expertos encargados de la construcción tuvo que esperar que las condiciones climáticas se normalizaran para poder continuar con el desarrollo de las actividades de construcción. En general, la experiencia del desarrollador y la coordinación de esfuerzos con los distintos actores relacionados al desarrollo de proyectos de energías renovables, minimizó la aparición de barreras Factores de éxito para la Replicabilidad del Proyecto Ley 532: Esta ley brinda una serie de Incentivos en temas arancelarios para los desarrolladores de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica por medio de los Recursos Naturales. Protocolo de Kioto: La venta de los Créditos de Carbono ha sido fundamental para la amortización de la inversión del Proyecto. Viento: La velocidad promedio de los vientos en la zona de influencia del Parque Eólico Amayo es ideal para la producción de energía, lo cual los hace vientos de clase mundial. Voluntad de los Inversionistas y del Gobierno de Nicaragua: este factor ha sido fundamental para la realización de este proyecto ya que ha habido comunicación fluida, trabajo constante y un alto compromiso por parte de ambos para contribuir a la reducción del uso de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica en Nicaragua. 104

107 Fotos del proyecto Figura 32. Vista Completa de Aerogenerador Fuente: Fotografías propias de CMC Consultores 105

108 Figura 33. Vista Panorámica de Generadores y buen manejo de la finca Fuente: Fotografías propias de CMC Consultores Lecciones aprendidas El caso exitoso Proyecto Eólico Amayo ha permitido la transferencia de tecnología a Nicaragua, con lo que se ha dinamizado el sector eólico con la aparición de inversionistas interesados en desarrollar proyectos similares. En ese sentido, la ejecución del Proyecto Eólico Amayo representó un punto de inflexión para que Nicaragua se encaminara hacia el desarrollo sostenible y la disminución en la dependencia de petróleo en la generación de energía eléctrica. El presente proyecto cumple con todos los criterios de selección, destacando crecimiento económico local, replicabilidad y producción de energía limpia. A continuación se detallan las lecciones aprendidas: 1. La conformación de un consorcio inversionista mixto formado por empresas nacionales e internacionales, que combinaron experiencia en proyectos eólicos y conocimiento del entorno local, posibilitó la ejecución del proyecto. 2. Siendo un proyecto pionero en Nicaragua en generación de energía eólica, la voluntad política del Gobierno de la República y del grupo inversionista fue decisiva para llevar adelante el proyecto. Por tanto, nuevos proyectos eólicos deben de apuntar hacia un proceso de concertación entre el sector público y privado. 3. El marco legal, sobre todo la existencia de La Ley 532 o Ley de Promoción de Generación Eléctrica por medio de la utilización de Fuentes Renovables, fue 106

109 fundamental en el desarrollo y ejecución del proyecto ya que permitió exoneraciones de impuestos para la importación de los componentes necesarios para el proyecto. 4. El alto potencial de los campos eólicos de Nicaragua por la velocidad de sus vientos de clase mundial y la existencia de un entorno político y jurídico inversionista favorable al desarrollo de energía renovable, hace posible la replicabilidad de este proyecto en la zona sur de Nicaragua y en otros localidades donde exista un potencial comprobado. 4. Conclusiones Nicaragua es el país más grande en superficie de Centroamérica con la menor densidad de población y tiene la economía más pequeña de la región. Pese a dichas limitaciones, Nicaragua ha logrado formular estrategias y ejecutar actividades que han propiciado el inicio de la transformación de la matriz energética. Por tanto, se considera que para el año 2017, la generación de energía eléctrica en Nicaragua dependerá mayoritariamente en energías renovables, destacando principalmente hidroeléctrica, geotérmica y eólica. Nicaragua tiene bajos índices de electrificación y una alta dependencia del consumo de petróleo y leña. La matriz energética general dependió en 2009 en un 82% de estas fuentes. Respecto a la matriz de energía eléctrica, el 65.30% de la energía eléctrica generada está basada en el consumo de combustibles fósiles para el año 2010 (búnker y diesel). La intensidad eléctrica de Nicaragua es la mayor de Centroamérica con un índice de 2.82 en el año 2009; mientras el consumo per cápita para 2009 fue uno de los más bajos a nivel Latinoamericano y el más bajo de todos los países Centroamericanos. Estas condiciones energéticas serán mejoradas conforme se vaya transformando la estructura de la matriz energética y los costos promedios por MW-hora sean más competitivos. El sector residencial de Nicaragua continúa siendo el sector que mayor consumo total de energía tiene en el país, representando en 2009 el 48.4% del consumo total de energía, seguido por el sector transporte que consume el 25.4%. Los sectores Industria y Comercio representan el 12.3% y 10.5% del consumo total, respectivamente. El país tiene un alto potencial disponible de energía renovable identificado en unos 4,500 MW de los que utiliza menos del 5%, siendo el país de Centroamérica con el menor porcentaje de generación con fuentes renovables. La fuente energética autóctona más importante para generar electricidad es, sin duda, la hidráulica. Sin embargo el potencial geotérmico conocido en Nicaragua es alto y junto al potencial eólico constituyen la base más importante para la generación de energía con fuentes renovables. El marco Institucional y legal para el desarrollo de la energía renovable es favorable para la formulación y ejecución de proyectos. Existe una política y una legislación específica para la generación con fuentes de energía renovable y se otorgan incentivos fiscales a los proyectos de generación con fuentes renovables. También existe un marco institucional para el desarrollo del Mecanismo de Desarrollo Limpio que facilita el registro y comercialización de Certificados de Reducción de Emisiones. 107

110 La generación de energía eléctrica está abierta a la competencia y el 80% de la misma está en manos privadas. El sistema de transmisión se mantiene en manos del Estado Nicaragüense a través de la empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) y el sistema de distribución se privatizó en el año En 2010, luego de 4 años de implementación del Plan Estratégico para el desarrollo del sector de energías renovables, el 65.30% de la generación eléctrica ha sido generado con combustibles fósiles y el restante 34.7% por fuentes renovables (INE, 2011) Pese a esta todavía vigente dependencia del petróleo, es importante destacar que en relación a 2007, se disminuyó en un 6.78% dicha dependencia. El sector de energía eléctrica de Nicaragua continuará experimentando un crecimiento sostenido en las inversiones, considerando que se encuentran en estudio y desarrollo varios proyectos de energías renovables que apuntan a una importante transformación de la matriz energética en 2017, como es el caso del proyecto hidroeléctrico Tumarin (250 MW), que iniciará construcción en 2012 y entrará en operación en El Programa Nacional de Electrificación Sostenible y Energía Renovable (PNESER), que se estará desarrollando en 2012, también tendrá un rol protagónico para el cumplimiento de la meta de transformación de la matriz de generación eléctrica en Los casos exitosos Proyecto de Cogeneración Monte Rosa, Proyecto Geotérmico San Jacinto Tizate y Proyecto Eólico Amayo son modelos de inversión en energías renovables que han cumplido con los parámetros de Naciones Unidas y se encuentran actualmente comercializando sus Certificados de Reducción de Emisiones. Además, han logrado la transferencia de tecnologías a Nicaragua y contribuyen activamente hacia el desarrollo sostenible del país y el cumplimiento del Plan de Acción Nacional para enfrentar el Cambio Climático. Sin minimizar los importantes resultados obtenidos en los últimos años para el fortalecimiento del sector de energías renovables, es importante continuar desarrollando acciones que dinamicen aun más el crecimiento del sector y mantengan luego de 2017 una participación de las energías renovables en niveles cercanos al 94% propuesto en el Plan de Expansion de Energía Eléctrica , elaborado por el MEM. Para ello, es importante continuar desarrollando reuniones entre todos los sectores vinculados (gobierno, empresas, asociaciones, bancos nacionales y multilaterales, organizaciones no gubernamentales, universidades, etc.) para continuar mejorando el marco regulatorio; establecer mecanismos para reducción de riesgos en fase de factibilidad y ejecución de proyectos de energías renovables; abordar temas de sostenibilidad ambiental y mercados de bonos de carbono para definir estrategias nacionales y sectoriales; y finalmente para atraer nuevos inversionistas nacionales e internacionales hacia el sector de energías renovables en Nicaragua. 108

111 5. Bibliografía Documentos Corporativos BCIE Banco Centroamericano de Integración Económica, 2009a. Análisis del mercado nicaragüense de energías renovables [Libro]. - Tegucigalpa : Pampagrass. BCIE Banco Centroamericano de Integración Económica, 2009b. El mercado de las energías renovables en Nicaragua, Proyecto Areca. [Informe]. - Tegucigalpa. BCN Banco Central de Nicaragua, Estadísticas Económicas 2008 [Libro]. Managua. BCN Banco Central de Nicaragua, Estadísticas Económicas 2010 [Libro]. Managua. CEPAL Comisión Económica para América Latina, Istmo Centroamericano: las fuentes renovables de energía y el cumplimiento de la estrategia [Libro]. - Mexico D.F. CEPAL Comisión Económica para América Latina, Nicaragua - Evolución Económica durante 2010 [Libro]. - México D.F. CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga, Importaciones y Exportaciones [Libro]. - Managua, Nicaragua. CNE Comisión Nacional de Energía, Balance Energético Nacional [Libro]. Managua, Nicaragua. INE Instituto Nicaragüense de Energía, Estadísticas Sector Eléctrico de Nicaragua [Libro]. - Managua. INIDE Instituto Nacional de Información de Desarrollo, 2008 Anuario Estadístico 2008 [Libro]. - Managua. MARENA/CPmL-N Ministerio del Ambiente y Recursos Naturales y Centro de Producción Más Limpia de Nicaragua, Programa para el fomento del uso de técnicas de Eficiencia Energética (EE), Energía Renovable (ER) y Producción más Limpia (PmL). [Libro]. - Managua. MEM Ministerio de Energía y Minas, 2007 Plan Estratégico del Sector Energético 2007 [Libro]. - Managua. MEM Minsterio de Energía y Minas, 2011a. Plan Estratégico Sector Energético de Nicaragua [Libro]. - Managua MEM Ministerio de Energia y Minas, 2011b. Plan de Expansión de Generación Escenario A [Libro]. - Managua. 109

112 MEM Ministerio de Energía y Minas, 2011c. Balance Energético Nacional [Libro]. - Managua. OLADE Organización Latinoamericana de Energía, Metodología de Conversión de Unidades. [Libro]. - Quito, Ecuador. OLADE Organización Latinoamericana de Energía, Informe de Estadísticas Energéticas 2009 [Libro]. - Quito, Ecuador. Entrevistas a) Entrevista con Iván Cortez, especialista Energías Renovables MEM b) Entrevista con Funcionarios del Instituto Nicaragüense de Energía INE, Enrique Kuan (Director General de Electricidad) y Aura Monjarrez (Directora Mercado Mayorista) c) Entrevista con Luis Molina, Unidad Gestión Ambiental MEM d) Entrevista con Geovanni Carranza, Unidad Gestión Ambiental MEM e) Entrevista con Funcionarios de Asociación Renovables f) Entrevista con Alejandro Quintanilla, Gerente de Producción PENSA g) Entrevista con Alejandro Arguello, Gerente General PENSA h) Entrvistas con Bernardo Chamorro (Gerente General), Manuel Espinoza (Gerente de Operaciones), and Carlos Gonzales (Encargado de Gestion Ambiental) en el Ingenio Monte Rosa i) Entrevista con Sean Porter, Gerente General en el Proyecto Eólico Amayo 110

113 6. Anexos 6.1. Importaciones y Exportaciones de Energía 2010 Fuente: CNDC,