GUIA DEL INVERSIONISTA. INVIRTIENDO EN EL SECTOR ELÉCTRICO DE NICARAGUA (Borrador)

Transcripción

1 2010 GUIA DEL INVERSIONISTA (Borrador)

2 Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables (DGERR) Ministerio de Energía y Minas (MEM) Del Portón del Hospital Bautista 1 c. Abajo, 125 vrs. Al lago. Apdo. Postal CJ159. PBX: (505) Fax : (505) [2]

3 INTRODUCCIÓN Nicaragua es un país con un gran potencial en cuanto a recursos naturales, muchos de los cuales sin aprovechar plenamente. En el caso de los recursos energéticos, se cuenta con un potencial para generación de energía eléctrica superior a los 5,000 MW distribuidos en recursos geotérmicos, hídricos, eólicos, y bioenergéticos (excluyendo el potencial solar). Así mismo, el país cuenta con una estructura legal y regulatoria propicia para incentivar la producción de energía en base a recursos renovables y poseer una estructura de mercado de Libre competencia e igualdad de oportunidades para quienes desarrollan las actividades de la industria eléctrica. La Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables (DGERR) del Ministerio de Energía y Minas (MEM), es el órgano técnico normativo encargado de proponer y evaluar la política del Sub sector Electricidad y Recursos Renovables; proponer y/o expedir, según sea el caso, las normas técnicas necesaria del sector eléctrico; promover el desarrollo de las actividades de generación (incluyendo geotermia), transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica; incluyendo la administración de las licencias y concesiones en los segmentos antes referidos de la industria eléctrica. La DGERR tiene la tarea de coadyuvar a ejercer el rol, concedido a nombre del Estado, para el desarrollo sostenible de las actividades eléctricas. [3]

4 INFORMACIÓN GENERAL DEL PAÍS La República de Nicaragua es un país de 5.6 millones de habitantes situado en el propio centro del istmo Centroamericano. Es una República democrática, participativa y representativa. Sus órganos de gobierno son cuatro poderes: Legislativo, Ejecutivo, Judicial y Electoral. La población nicaragüense es de naturaleza multiétnica y parte integrante de la nación centroamericana. El país se ubica entre el Océano Pacífico al oeste y el Mar Caribe al este. Limita con Honduras al norte y con Costa Rica al sur. El estar estratégicamente ubicado (Equidistante) en el centro de las Américas 1, pertenecer a un mercado eléctrico regional, ser uno de los países más seguro del continente 2, tener riqueza cultural, poseer un mercado laboral y empresarial en constante evolución competitiva, contar con un marco institucional y legal adecuado, gozar de una economía en vía de desarrollo, y el estar dotado de una diversidad de recursos naturales con un potencial altamente atractivo por aprovechar, hacen de Nicaragua un destino de inversión favorable. CIFRAS CLAVES (2008) 3 Extensión Territorial: Aprox. 130,000 km2 Capital: Managua, 1.3 millones de habitantes Lengua Oficial: Español. Zona Horaria Estándar: UTC/GMT 6 horas PIB: USD$ 6,3 millones PIB per cápita: USD$ 1,122 Crecimiento Real PIB: 3.2 % Exportaciones: USD$ 2.6 millones (Incl. Zonas Francas) Población Estimada: 5.6 millones Esperanza de Vida: 70 años Niveles de Alfabetización: 76.3% Fuerza Laboral: 2.3 millones. Desempleo: 5.2% Subempleo: 33.3% Tasa de Cambio Prom. : 20.3 Córdobas = US$1 promedio Tasa de Inflación: 13,8% Inversión Extranjera Directa: US$626.1 millones 1 Fuente de Mapa: 2 Global Peace Index Nicaragua en cifras. Banco Central de Nicaragua (BCN). Junio de [4]

5 LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIACIONES ANA Autoridad Nacional de Agua CNDC Centro Nacional de Despacho de Carga CRIE Comisión Regional de Interconexión Eléctrica DGERR Dirección General de Electricidad y Recursos Renovables DGA Dirección General de Aduanas DGI Dirección General de Ingresos DISNORTE Distribuidora del Norte DISSUR Distribuidora del Sur ENATREL Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica ENEL Empresa Nicaragüense de Electricidad EOR Ente Operador Regional FOB Free On Board GWh Gigavatiohora INE Instituto Nicaragüense de Energía kw Kilovatio kwh Kilovatiohora MARENA Ministerio del Ambiente y los Recursos Naturales MEM Ministerio de Energía y Minas MHCP Ministerio de Hacienda y Crédito Público MIFIC Ministerio de Fomento, Industria y Comercio MW Megavatio MWh Megavatiohora ONDL Oficina Nacional de Desarrollo Limpio SIEPAC Sistema interconectado de Electricidad Para América Central SIN Sistema Interconectado Nacional SNT Sistema Nacional de Transmisión SWERA Solar and Wind Energy Assessment UNEP United Nations Environmental Program [5]

6 CONTENIDO 6 1 EL SECTOR DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA 7 2 OPORTUNIDADES DE INVERSION 20 3 MARCO INSTITUCIONAL 34 4 MARCO LEGAL 40 5 LICENCIAS Y CONCESIONES 45 6 DIRECTORIO Símbolos internacionales de los recursos renovables por REN21 Logo y elaboración propia [6]

7 1 EL SECTOR 5 DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA PROYECTO EOLICO AMAYO II: 23.7 MW 5 Fuente Fotos: Entidades del Sector Eléctrico: MEM, INE, ENEL,ENATREL y CNDC [7]

8 Las reformas llevadas a cabo en la industria eléctrica en los últimos años de la década de los 90 se consolidaron con la aprobación de la Ley de la Industria Eléctrica (Ley No. 272) y segmentaron la industria eléctrica nicaragüense en tres actividades: La generación, la transmisión y la distribución. El segmento de generación está abierto a la competencia, 80% de agentes generadores son privados; la red de transmisión se mantiene en manos del Estado, a través de la Empresa Nacional de Transmisión Eléctrica (ENATREL) que maneja el Sistema Interconectado Nacional (SIN) en conjunto con el Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC); y el sistema de distribución se privatizó en el año 2000 pasando a manos de la empresa española Unión Fenosa. Sin embargo, recientemente el actual Gobierno de Nicaragua ha concretado y formalizado la adquisición del 16 % de las acciones de dicha empresa distribuidora. Durante el período de junio a octubre del año 2007, la disponibilidad efectiva de generación descendió a menos de 500 MW, debido al escaso régimen de lluvias que limito el uso de las plantas hidroeléctricas y a las fallas en las plantas de generación más antiguas, ocasionando sustanciales racionamientos que afectaron la vida económica del país. Para enfrentar esta crisis, el Gobierno de Nicaragua decidió con carácter de urgencia la instalación de 60 MW en motores de combustión a base de diesel y en el año 2008 se instalaron 60 MW a base de bunker. Durante el año 2009 y 2010, entraron en operación 120 MW adicionales en motores de combustión a base de Bunker, así como la primera y segunda fase del proyecto Eólico Amayo con 40 y 23.1 MW respectivamente, lo que ha permitido que el SIN conste en la actualidad ( ) con una capacidad instalada de MW 6 (efectivo MW) compuesta en un 66% por plantas que consumen derivados de petróleo como Bunker y Diesel, 9% a base de Biomasa, 11% hidroeléctricas, 9% geotérmicas y eólicas en un 5% 7. Durante los últimos 15 años, la generación de energía eléctrica ha crecido a una tasa interanual de casi 5%, generando actualmente alrededor de 3,000 GWh anuales de electricidad. Al 15 de agosto de 2010, un 66% de la generación acumulada de electricidad es producida por fuentes térmicas y el restante por recursos renovables (Figura 1). Figura 1: Cambio en la Matriz Energética de Generación en el Mediano Plazo (Fuente: MEM) 6 No incluye planta Chinandega (Diesel), por resolución del INE DGEEKS y INE DGEEKS Esta potencia no es considera firme, por lo que depende de la disponibilidad del viento [8]

9 El consumo de derivados del petróleo, de acuerdo al Balance Energético Nacional (2006) para generación eléctrica representa un 39 % de los aproximadamente 1.3 millones de toneladas anuales de petróleo que el país consume anualmente; situación que cambiará en el mediano plazo (2017) al concretarse cabalmente los planes de desarrollo que impulsa el MEM, (Figura 1 y Tabla 1). Planes que consideran la introducción de importantes proyectos de generación de electricidad con fuentes renovables, tales como hidroelectricidad, geotermia, eólica y biomasa. Tabla 1: Plan Indicativo de Expansión de Generación (Escenario 1, Potencia en MW) (Fuente: MEM) De la electricidad producida, casi un 28% se pierde en las redes, de los cuales a transmisión le corresponde un dos por ciento (2%) y a distribución un veinte seis por ciento (26%), incluyendo esta última las perdidas técnicas (8%) y no técnicas (18%). Por lo que el MEM en conjunto con las empresas concesionarias de distribución de energía eléctrica, impulsan un programa de reducción de pérdidas eléctricas que permite disminuir dichas cifras a valores acordes con la gestión de la industria eléctrica internacional. [9]

10 En los próximos 12 años, los pronósticos elaborados por el MEM para un escenario medio de crecimiento, estiman que la demanda máxima de potencia tendrá un crecimiento interanual de 3.41% y la generación total de electricidad crecerá a razón de 3.63%. De tal manera que la demanda máxima para el año 2023, será de 853 MW y la generación 5,243.2 GWh (Ver Tabla 2). Tabla 2: Pronósticos sobre la Demanda de Energía y Potencia (Fuente: MEM) [10]

11 1.1 EL MERCADO ELÉCTRICO DE NICARAGUA El mercado eléctrico de Nicaragua está constituido por todos los agentes económicos (persona natural o jurídica), domiciliados en el país que realizan transacciones en el sector eléctrico bajo cualquier régimen de propiedad. Los agentes económicos se convierten en Agentes del Mercado (entregan y reciben energía del sistema nacional de transmisión) para participar y realizar operaciones en el Mercado Mayorista de Electricidad El Mercado Mayorista de Electricidad En el mercado mayorista de electricidad se compran y venden los siguientes productos: potencia y energía. Estos se comercializan por medio de Mercado de Contratos y/o por el Mercado de Ocasión. Los servicios que se remuneran en el mercado mayorista son: servicio de transmisión, servicios auxiliares y servicios de operación, despacho y administración del mercado. Mercado de Contratos: pueden ser acordados para comprar potencia y energía, o solamente para la potencia o la energía. Las cantidades de potencia o de energía contratadas por día, por hora o por la estación pueden variar. En el mercado de contratos se diferencian dos tipos de contratos de acuerdo con las partes involucradas: Contratos de Suministro y Contratos de Generación. Por otra parte, de acuerdo con la localización de las partes se diferencian los siguientes tipos de contratos: Contratos Internos, Contratos de Importación y Contratos de Exportación. La modalidad PPA (Power Purchase Agreement) de los contratos preexistentes se caracterizan por ser contratos con obligaciones Take or Pay (TOP) por la potencia contratada y sin obligaciones de compra de energía, solamente se paga por la energía despachada. Agregaremos las transacciones por servicios auxiliares correspondientes a los cargos y remuneraciones asociadas a los servicios auxiliares tales como servicios por pérdidas, servicio de reserva, arranque en negro, energía reactiva, control de frecuencia entre otros. Mercado de Ocasión o Mercado Spot: En este mercado resultan transacciones horarias de energía que corresponden a: Para cada agente Consumidor, las diferencias entre su consumo registrado y la energía total comprometida a tomar de contratos. Para cada Agente Productor, las diferencias entre su generación despachada realizada y la energía total comprometida a tomar de contratos. Las transacciones de energía en el mercado de ocasión se realizan al precio horario de la energía. Los excedentes o déficit de productos (potencia y energía) y servicios (transmisión y servicios auxiliares) de cada agente son liquidados de manera automática por el CNDC. [11]

12 Al superar el precio del barril de petróleo crudo los US$ y por ser de interés estratégico el estimular el desarrollo de fuentes renovables de energía, particularmente la hidroeléctrica y geotérmica, el Instituto Nicaragüense de Energía (INE) mediante resolución No. INE (Gaceta 111 del 14/06/10), resuelve actualizar la Banda de Precio (vigente desde el año 2005) para la venta de energía en el Mercado de Ocasión para los generadores de energía eléctrica con fuentes renovables entre 8.6 y 9.5 centavos de dólar por kwh. Recientemente, se han hecho reformas en la legislación del sector eléctrico de manera que permita a los inversionistas que deseen desarrollar proyectos de nueva generación el suscribir contratos de forma directa (Sin tener que optar por un proceso de licitación pública internacional) con la distribuidora (DN o DS), siempre y cuando, estos sustituyan generación de mayor costo y posibiliten impactar de manera positiva en el precio promedio de compra de energía del distribuidor, para beneficio de las tarifas a los consumidores finales. Todos estos procesos de contratación son supervisados de manera coordinada por el MEM y el INE. En la figura 2, se muestra la interrelación de las entidades en el sector eléctrico. Figura 2: Entidades del Sector Eléctrico (Fuente: CNDC) [12]

13 1.1.2 Agentes Económicos en el Mercado Eléctrico de Nicaragua Generadoras En la actualidad hay un total de 13 Agentes Generadores integrantes del Sistema Interconectado Nacional: EMPRESA DE GENERACIÓN Tabla 3: Agentes Generadores FECHA DE LICENCIA DURACIÓN DE LICENCIA (AÑOS) FUENTE DE ENERGÍA POTENCIA EFECTIVA (MW) Nicarágua Sugar Estates, Ltd. (NSEL) 21/8/ Biomasa 25 Empresa Energética Corinto, Ltd (EEC) 11/12/98 20 Bunker 68.5 Tipitapa Power Company, Ltd 21/8/ Bunker 50.9 Corporaciòn Eléctrica Nicaragüense, S.A. (CENSA) Generadora Eléctrica Central, S.A.(GECSA) Generadora Eléctrica Occidental, S.A. (GEOSA) Generadora Hidroeléctrica S.A. (HIDROGESA) 08/02/ Bunker 12 07/06/ Bunker /6/ Bunker /2/ Hídrica 98 Empresa Monte Rosa, S.A. 16/10/ Biomasa 30 ORMAT Momotombo Power Co. 29/3/01 30 Vapor Geotérmico 27.5 Polaris Energy, S.A. 9/10/03 20 Vapor Geotérmico 9.4 Consorcio Eólico Amayo 16/08/ Viento 39.9 ALBA DE NICARAGUA, S.A.(ALBANISA). Compañìa Generadora de Energía, Canal S.A. actualmente Generadora San Rafael S.A. 01/12/ Bunker 60 08/10/2003 Bunker 4.2 Distribuidoras (Fuente: MEM) Son los agentes económicos que bajo concesión distribuyen y comercializan energía eléctrica mediante un sistema eléctrico de distribución. A continuación, detallaremos (Tabla 4): (a) las empresas con grandes áreas de concesión del territorio nacional y (b) empresas que cuentan con concesión de distribución y disponen de generación propia o con suministro de energía contratada a un generador u otro distribuidor. [13]

14 Transmisora NOMBRE Distribuidora de Electricidad del Norte, S.A. (DISNORTE). Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. (DISSUR). Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) Tabla 4: Concesiones de Distribución FECHA DE CONCESIÓN NO. ACUERDO OTORGAMIENTO 7/6/ /6/ /5/ /11/ Zelaya Luz S.A. 04/12/06 INE (Fuente: MEM) ÁREA Región del Pacífico Occidental, Norte del País y Oeste de la Capital. Región del Pacífico Oriental, Centro del País y Este de la Capital. Bluefields, RAAS, Conexión al SIN Corn Island,RAAN. Planta eléctrica con Grupo Electrógeno Diesel Mulukuku, RAAN. Conexión al SIN Siuna, RAAN. Conexión al SIN. Kukra Hill, RAAS. Fuente de energía, DISSUR Laguna de Perlas, RAAS. Fuente de energía DISSUR. Pueblo Nuevo, RAAS. Fuente de Energía, DISSUR Santa Rita, municipio de Mulukukú, RAAN Municipio de Nueva Guinea, RAAS. Fuente de energía: ISSUR ENATREL es la empresa estatal encargada de la operación y mantenimiento del sistema nacional de transmisión que transporta la energía eléctrica a nivel mayorista. ENATREL recibió su concesión el 27 de junio de 2000, por un periodo de 30 años. Operador y administrador del Mercado Eléctrico El CNDC es el encargado de administrar y operar el SIN y las interconexiones internacionales. El CNDC es una unidad organizativa adscrita a ENATREL. Grandes consumidores El Consumidor de Gran Demanda es aquel consumidor servido a un voltaje igual o mayor a 13.8 kv y con una carga concentrada no inferior a 1,000 kw. Los Consumidores de Gran Demanda que durante un período no inferior a seis meses consecutivos mantienen una demanda no inferior a 1 MW, pueden convertirse en Agentes del Mercado Mayorista y realizar compras en el Mercado de Contratos y/o Mercado de Ocasión. Para una tabla detallada de los Grandes Consumidores localizados en las áreas de concesión de las Distribuidoras DISNORTE y DISSUR, ver sección de anexos de la Guía general del Inversionista del MEM o su página web: pestaña: Electricidad y Recursos [14]

15 Renovables/Mercado Eléctrico/Actores Principales. Algunos de ellos se convirtieron en Agentes Grandes Consumidores mediante la gestión de habilitación para realizar compras de energía en el mercado mayorista Agente Distribuidor de Electricidad El mercado de los agentes distribuidores que opera bajo el régimen de precio regulado pueden realizar las siguientes transacciones: 1) Las ventas de energía y potencia a los consumidores finales. 2) El transporte de energía y potencia en el sistema de transmisión y distribución (o peaje de distribución ) el cual se aplica en los casos que un Gran Consumidor Habilitado utilize la red de distribución del concesionario para realizar transacciones en el Mercado Mayorista. Las tarifas aplicadas por los agentes distribuidores son reguladas por INE y se calculan según una serie de fórmulas diseñadas para garantizar una utilidad razonable a las empresas distribuidoras después de cubrir sus gastos de capital, sus gastos en compras de energía y de potencia, el cargo por peaje de transmisión y otros gastos de operación y mantenimiento y de comercialización. Sistemas aislados Los sistemas aislados están constituidos por aquellos agentes económicos del mercado eléctrico denominados Distribuidores, los cuales de conformidad con la Ley 272 pueden ejercer 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. Los pliegos de tarifas aplicados por estos distribuidores a sus clientes están sujetos a la aprobación del ente regulador (INE). Para un listado completo del total de sistemas aislados favor referirse a la página web del MEM: Pagina web: Ruta: Electricidad y Recursos Renovables/Mercado Eléctrico/Actores principales [15]

16 1.1.4 Régimen de Precios y Tarifas Régimen de tarifas El Régimen de tarifas se clasifica en Régimen de Precio Libre y Régimen de Precio Regulado. En el Régimen de Precio Libre las transacciones se realizan sin la intervención del Estado y comprende las transacciones entre los siguientes agentes: a. Entre generadores, cogeneradores, autoproductores, distribuidores, y grandes consumidores. b. Las importaciones y exportaciones de energía eléctrica y potencia. En el Régimen de Precio Regulado las transacciones son remuneradas mediante precios aprobados por el Ente Regulador (INE), y comprende las transacciones siguientes: a. Las ventas de energía y potencia de los distribuidores a los consumidores finales. b. El transporte (peaje) de energía y potencia en el sistema de transmisión y distribución. Los grandes consumidores (agentes con carga concentrada mayor a 1000 kw) pueden realizar transacciones en cualquiera de los regímenes antes mencionados, siempre que cumplan con los requisitos de las normativas. Tarifas a usuarios del servicio de distribución final Las tarifas a clientes finales del servicio de distribución son establecidas por INE, mediante solicitud de las empresas distribuidoras. La metodología para el cálculo de la tarifa así como la estructura de tarifas es aprobada para un período de cinco años. Estructura de costos de las tarifas En las tarifas a los clientes finales se incluyen los siguientes costos: 1. Costo de compras mayoristas de energía y potencia 2. Costo de Peaje de transmisión 3. Factor de expansión de pérdidas reconocidas para un distribuidor eficiente 4. Valor Agregado de Distribución Las compras de energía y potencia son el resultado de las transacciones realizadas en el mercado de contrato y el mercado de ocasión. Los peajes a pagarse por el uso de los sistemas de transmisión incluyen los costos de reposición, operación y mantenimiento de un sistema modelo incluyendo un beneficio calculado sobre la base de la tasa de descuento establecida por el ente regulador. [16]

17 En el Valor Agregado de Distribución se incluye el costo de reposición de las redes de distribución, los costos de operación y mantenimiento, los gastos administrativos, y una tasa razonable de rentabilidad. El acceso a las redes de distribución y de transmisión no es restringido, y está afectado al pago del peaje por el uso de redes, autorizado por el ente regulador. Cargos incluidos en las tarifas Para recuperar los diferentes costos incluidos en las tarifas, se establecen los siguientes cargos: a. Por unidad de consumo de energía. b. Por unidad de potencia máxima. c. Por comercialización d. Por servicio de alumbrado público e. Por regulación El Sistema Interconectado Nacional (SIN) La red sistema nacional de transmisión SNT incluye 61 subestaciones de transformadoras, 320 km de líneas de 230 kv (que conectan también con los países vecinos de Honduras y Costa Rica), alrededor de 900 km de líneas de 138kV y 650 km. más de líneas de 69kV. La transmisión abarca el segmento del mercado para el transporte de larga distancia de la electricidad sobre redes de alta tensión de 69kV o más. La empresa de transmisión también es propietaria de las subestaciones de transformadoras que conectan con las líneas de las generadoras y con las redes de distribución. El propietario de la red de transmisión no puede participar en el mercado como comprador o vendedor de energía. El Centro Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es la unidad responsable de la operación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de la administración del Mercado Eléctrico de Nicaragua. [17]

18 Figura 3: Sistema Interconectado Nacional (SIN) (Fuente: CNDC) El Sistema de Distribución: Es el conjunto de líneas y subestaciones reductoras o de distribución a niveles de voltaje inferior a 69 Kilovoltios (Kv) con sus equipos asociados, al servicio de los consumidores finales de una empresa de distribución. Los Concesionarios DISNORTE y DISSUR realizan las actividades de distribución y comercialización en las regiones del Pacífico y Central del país. Otros Distribuidores como ENEL tienen área de concesión en las Regiones Autónomas de la Regíón Caribe de Nicaragua. Las generadoras no pueden ser distribuidoras ni propietarias de líneas de transmisión, excepto en el caso de las sublíneas que llevan su electricidad a la subestación más cercana, o para abastecer sistemas aislados. [18]

19 1.1.6 El Mercado Regional de Electricidad La integración regional energética se está realizando a través del sistema de interconexión eléctrica de los países de América Central. El mercado regional de electricidad en Centroamérica es un mercado relativamente pequeño y funciona como un séptimo mercado superpuesto con los seis mercados nacionales existentes, en el cual los agentes habilitados ( 60 en la actualidad) realizan transacciones internacionales de energía eléctrica en la región centroamericana de conformidad con las políticas y normativas regionales establecidas por el ente regulador regional Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) y operado y administrado por el Ente Operador Regional (EOR). A modo de referencia, durante el año 2009, el resultado neto de las transacciones de energía en el mercado regional, alcanzaron la cifra del orden de GWh (Ver tabla 6). Tabla 5: Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional (EneroDiciembre/2009) MES / AÑO TOTAL NETO (MWh) Inyecciones Retiros Enero , ,243.0 Febrero , ,322.0 Marzo , ,840.0 Abril , ,866.2 Mayo , ,278.6 Junio , ,416.6 Julio , ,031.4 Agosto , ,417.5 Septiembre , ,749.9 Octubre , ,794.6 Noviembre , ,592.9 Diciembre , ,058.0 (Fuente: EOR) Tradicionalmente, las transacciones internacionales se han realizado para tratar de resolver un déficit ocasional en cualquiera de los países que lo integran. Sin embargo, para incrementar la capacidad de las transferencias de energía y potencia en este mercado, está por concluirse a mediados del primer semestre de 2010, la construcción de una línea de transmisión regional de 1,800 km de longitud con una capacidad de 300 MW a una tensión de 230 kv y el montaje de 28 bahías en 15 subestaciones. Este proyecto es conocido como Sistema Interconectado de Electricidad para América Central (SIEPAC). En cada país existirán dos o tres nodos de subestaciones (Figura 3) para conectar con los sistemas de transmisión locales. En una segunda etapa se prevé la expansión del proyecto hasta una capacidad de 600 MW. Figura 4: Nodos en la Línea de Transmisión Regional de 230 kv [19]

20 (Fuente: EOR) Al presente, continúan como nodos operativos de la Red de transmisión Regional en Nicaragua las subestaciones León I y Amayo. En el futuro próximo los nodos serán las subestaciónes Sandino, Ticuantepe y Amayo. Así la ruta a través de Nicaragua tendrá una longitud de unos 310 Kms. Nicaragua tiene una ubicación muy favorable para abastecer este nuevo mercado regional debido a las siguientes razones: Tiene un potencial en recursos energéticos renovables que supera los 5,000 MW y que se pueden desarrollar durante las próximas dos décadas. Está ubicado geográficamente en el centro del istmo, lo que le permitirá abastecer a todos los países de la región centroamericana de una forma más competitiva. 2 VERSION [20]

21 [21]

22 [22]

23 Nicaragua es un país que se caracteriza por tener recursos energéticos diversos y en abundancia haciéndolo resaltar en la región de Centroamérica. Dicha particularidad no representa solo una conveniencia para el país de complementar estratégicamente las fuentes de energías en su matriz tecnológica reduciendo la vulnerabilidad del sistema eléctrico a su dependencia a uno o dos recursos sino que también constituye una atractiva oportunidad para los inversionistas de diversificar su portafolio de proyectos. Se estima que el potencial eléctrico de recursos renovables es de aproximadamente 5000 MW, excluyendo el potencial solar (Referirse al apartado 2.4 sobre Energía Solar). En la Tabla 7 se muestran estas estimaciones por recurso. Tabla 6: Estimado del Potencial Eléctrico de los Recursos Renovables (Fuente: MEM) 2.1 Hidroeléctrica Nicaragua posee un alto potencial hidráulico, aunque los recursos se encuentran distribuidos de forma irregular en el país (Figura 5), la vertiente del Atlántico cuenta con el 94 %, en cambio, la vertiente del Pacífico en la que se encuentra la mayor parte de la población cuenta con el 6%. Los estudios realizados han identificado proyectos hidroeléctricos atractivos. El estudio más completo, fue el Inventario de los Recursos Energéticos como parte del Plan Maestro de Energía de Nicaragua en Según este plan las cuencas con mayores capacidades son: El río Grande de Matagalpa, el río Coco, el río San Juan y el río Escondido. El resto del potencial se encuentra diseminado en las otras cuencas de la vertiente atlántica. [23]

24 Figura 5: Proyectos Hidroeléctricos (Fuente: MEM) Posteriormente se llevaron a cabo estudios en mayor detalle para proyectos específicos ya identificados en el Plan Maestro, para nuevos proyectos así como otros de capacidades menores, con lo cual se ha elaborado un catálogo de proyectos en dos listados: proyectos mayores a 30 MW y proyectos iguales o menores a 30 MW. Esta división se debe a que la ley General de Aguas establece que proyectos mayores a 30 MW requieren de una ley especial y específica para cada proyecto expedida por la Asamblea Nacional, las menores se rigen por la ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento. Para mayores detalles de las leyes mencionadas, referirse a la sección: Marco Jurídico o al sitio web del MEM. Se muestran en la Tabla 8 los datos de los proyectos referidos. [24]

25 Tabla 7: Proyectos Hidroeléctricos 8 Menores a 30 MW No NOMBRE RÍO /CUENCA CAPACIDAD COSTO EST. KM A LA SUB NIVEL DE (MW) (US$M) ESTACIÓN ESTUDIO 1 Loro Tuma Perfil 2 Colombina Tuma 2.7 No definido 12 Prefactibilidad 3 El Ayote Siquia 5 8 No definido Prefactibilidad 4 Zopilota Tuma Perfil 5 BosayáEl Tortuguero Kukarawala No definido Factibilidad 6 Quililon Tuma Perfil 7 Santa Elisa Tuma Prefactibilidad 8 Coco Torres Coco Perfil 9 Auastigni Wawa Prefactibilidad 10 Pantasma Pantasma Factibilidad 11 Esquirin Grande Matagalpa Prefactibilidad 12 Piedra Puntuda Mico Prefactibilidad 13 Consuelo Mico Prefactibilidad 14 Paso Real Grande Matagalpa Prefactibilidad 15 La Estrella Mico Prefactibilidad 16 Valentín Rama Prefactibilidad Total Mayores a 30 MW No PROYECTO RÍO / CUENCA CAPACIDAD (MW) COSTO EST. (US$M) KM A LA SUB ESTACIÓN NIVEL DE ESTUDIO 1 Pajaritos Mico Prefactibilidad 2 La Sirena Río Viejo Perfil 3 El Barro Viejo Prefactibilidad 4 Corriente Lira Coco Perfil 5 Piedra Fina Rama Perfil 6 Kuikuinita Prinzapolka No definido Perfil 7 Boboke Tuma Prefactibilidad 8 El Carmen Grande de Matagalpa Perfil 9 Mojolka Tuma Perfil 10 Tumarín Grande Prefactibilidad 11 Brito San Juan No definido Perfil Total (Fuente: MEM) 8 En el estudio del Plan Maestro de Energía Eléctrica (1980) se identificaron otros proyectos, pero por su status preliminar no se han enlistado. [25]

26 2.2 Geotérmica El gran potencial geotérmico en Nicaragua, el mayor de Centroamérica, está ligado al contexto geológico regional relacionado a la zona de subducción formada por la Placa de Cocos y la Placa del Caribe. Esto ha dado origen a la cordillera volcánica de Los Maribios, la cual se extiende paralela a la Costa del Pacífico y está compuesta por siete volcanes activos, lagunas cratéricas, y calderas volcánicas, que presentan extensas áreas de actividad hidrotermal que denotan una fuerte presencia de cuerpos magmáticos a profundidad. Esta cordillera contiene un potencial calorífico iniciando con el Volcán Cosigüina en la parte noroeste hasta el Volcán Maderas en la Isla de Ometepe, al sudeste (Ver figura 6). Figura 6: Áreas de Potencial Geotérmico (Fuente: MEM) Los estudios geocientificos sobre el potencial de los recursos geotérmicos se remontan desde el año 1950 y se extienden al 2001, cuyos resultados han sido consolidados en el Plan Maestro de Recursos Geotérmicos, arrojando un potencial ponderado de 1518 MW. Actualmente existen 2 áreas en explotación, 2 áreas geotérmicas en proceso de completar la etapa de Factibilidad 6 áreas geotérmicas con estudios avanzados de prefactibilidad, y 2 áreas geotérmicas con estudios a nivel de reconocimiento no concesionadas (Ver tabla 9). Actualmente el área geotérmica del Volcán CasitaSan Cristóbal con un potencial de 225 MW [26]

27 ha sido concesionada a la Compañía Cerro Colorado Power, firmándose el Contrato de Concesión de Exploración en Marzo de Tabla 8: Áreas Geotérmicas No Concesionadas y Nivel de Estudio [27] NOMBRE DEL AREA GEOTERMICA POTENCIAL (MW) NIVEL DE ESTUDIO HoyoMonte Galán 159 Factibilidad ManaguaChiltepe 111 Factibilidad Volcàn Telica El Ñajo 78 Prefactibilidad Volcàn Casita San Cristóbal 225 Prefactibilidad Caldera de Apoyo 153 Prefactibilidad Volcán Mombacho 111 Prefactibilidad Caldera de Masaya 99 Prefactibilidad Tipitapa 9 Prefactibilidad Volcán Cosigüina 106 Reconocimiento Isla de Ometepe 146 Reconocimiento TOTAL 1197 (Fuente: MEM) La Empresa PENSA (Polaris Energy Nicaragua, S. A.), de origen canadiense, ha realizado la primera fase de perforación de pozos profundos previstos en su Concesión de Explotación. En este año 2010, PENSA ha iniciado las obras civiles para la construcción de la ampliación de la subestación eléctrica y la Central Geotérmica para la instalación de la primera turbina de vapor a condensación de 36 MW, Marca Fuji, la cual debe entrar en operación a inicios del año En Abril del 2010, PENSA tiene planificado iniciar la Fase II de Perforación, con la cual estiman tener la cantidad de vapor necesaria para la generación de los 72 MW comprometidos en la Licencia de Generación. Se estima una inversión total para el Proyecto del orden de US$ 300 millones. Como evidencia del potencial de los recursos geotérmicos en Nicaragua, en el proyecto geotérmico San JacintoTizate de Agosto del 2007 a Julio del 2008 se perforaron 3 pozos geotérmicos productores, cuya potencia de generación reportada es de 12, 16 y 22.8 MW, resultados muy positivos a nivel de Centroamérica. También, la empresa GEONICA, sociedad formada por LaGeo de El Salvador y ENEL de Italia, desde 2006 tienen las concesiones de exploración de las áreas geotérmicas de El HoyoMonte Galán y ManaguaChiltepe. En ambas áreas se han finalizado los estudios de las exploraciones superficiales, con una inversión del orden de US$ 1 millón en cada área. En el año 2009 en el área de El HoyoMonte Galán se realizaron dos perforaciones geotérmicas profundas de diámetro comercial (2000 m y 1623 m) con el objetivo de evaluar el potencial geotérmico del área. Actualmente GEONICA se encuentra actualmente en fase de evaluación de dichos resultados para posteriormente reorientar las ubicaciones de los futuros pozos geotérmicos profundos. Con respecto al área geotérmica de ManaguaChiltepe para este mismo año se realizó la perforación de un pozo de diámetro pequeño (4 ) alcanzando una

28 profundidad de 1015 m. Actualmente GEONICA solicitará una solicitud de prórroga de la concesión y presentar su nuevo plan de trabajo para continuar con las perforaciones en ambas áreas geotérmicas. Si los resultados exploratorios son positivos, se podrían generar unos 40 MW en El HoyoMonte Galán en el año 2012 y otros 40 MW en ManaguaChiltepe en el año Estimados preliminares sugieren que la inversión total podría ser del orden de los US$ 120 millones en cada campo 2.3 Eólica Nicaragua favorecida con su posición y características geográficas dispone en algunas zonas de una buena captación del recurso eólico. De acuerdo a los resultados del Proyecto Solar and Wind Energy Assesment (SWERA) 2006 se desarrollaron mapas globales y preliminares del potencial eólico basados en modelos atmosféricos y no en mediciones de superficie, con una resolución de 1000 m por píxel, estimándose un potencial aproximado de 22,000 MW, sin embargo este se reduce debido a restricciones en cuanto a la infraestructura existente y disponibilidad de terreno que impide al aprovechamiento hasta 800 MW de los cuales se ha identificado más de 200 MW ubicados en el istmo de Rivas, en la Zona del Crucero, en la zona de Hato GrandeChontales y Estelí con velocidad media entre 8 mts por segundo quedando los 600 MW restante distribuidos en el resto del País. Figura 7: Mapa Eólico de Nicarágua (Fuente: SWERA, UNEP) [28]

29 Posteriormente el consorcio Suizo METEOTEST ENCO considero los resultados del SWERA delimitando las áreas más prometedoras para la evaluación del recurso con el propósito de enfocar los esfuerzos de medición, teniendo en cuenta la distancia a la red eléctrica, vías de acceso y área urbanas. Este mapa eólico a 50 mts. de altura se baso en: (i) datos de mediciones eólicas de diversas fuentes de información pública y privada, (ii) un modelo de elevación digital y (iii) las características del uso del suelo. Adicionalmente, el MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS (MEM) con la colaboración del Banco Mundial (BM) efectúo un estudio de Medición Eólica en San Juan del Norte resultando una velocidad promedio de 3.4 mts/seg a 30 mts de altura. Con la colaboración del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el MEM ha iniciado la valoración del potencial eólico en Puerto Cabezas y Lagunas de Perlas estando en la fase de ejecución del estudio (junio 2009), esperándose tener los resultados en septiembre Así mismo la Alcaldía de Corn Island con la colaboración del BID ha finalizado el Estudio de Factibilidad de Generación de Electricidad con Energía Eólica, indicándose en informes preliminares velocidad promedio alrededor de 7 m/s a altura que varía entre 24 mts y 50 mts en diferentes sitios. En el presente año 2010, el MEM está impulsando el desarrollo de estudios en seis sitios más para evaluar el potencial eólico en la zona del pacífico y central del país, con el objetivo de considerar en base a los resultados que se obtengan, la implementación de esta tecnología para la generación de energía eléctrica que apoye la diversificación de la matriz energética. 2.4 Solar Siendo un país tropical ubicado entre 11 y 14 grados al norte del Ecuador, Nicaragua dispone de una radiación global abundante según lo demuestra los resultados de los mapas solares de Nicaragua elaborados por el Padre Jesuita Julio Lopez de la Fuente de la Universidad Centroamericana (UCA), quien inicio el estudio en el año 1982 bajo la coordinación del Instituto Nicaragüense de Energía (INE) a través del proyecto de investigación Mapeo Solar en Nicaragua con la fundación Sueca Swedish Agency for Research Cooperation with Developing Countries (SAREC) y el Swedish Meteorologic and Hydrolic Institute (S.M.H.I). Dicho estudio formó parte de la base para la preparación del mapa solar presentado por el Proyecto SWERA a nivel de Centroamérica por la calidad y años de medición del recurso solar. Los resultados del estudio durante los primeros 11 años de evaluación y correlación del recurso solar de 33 estaciones (radiación global, brillo solar y cobertura de nubes) de las cuales 26 corresponden a Nicaragua, 3 a Honduras y 4 a Costa Rica, se indica que el país recibe en promedio aproximadamente una radiación global de 5kWh/día/m2, siendo los departamentos de León y Chinandega los que presentan un valor superior a los 6 kwh/día/m2. Adicionalmente Figura 8: Mapa Solar [29]

30 (Fuente: SWERA, UNEP) Se cuenta con los datos y análisis mensuales de otras variables de importancia como son brillo solar, coberturas de nubes, temperatura del día y noche. Es importante indicar que a la fecha se continúa con los estudios del recurso, cumpliéndose con el ciclo solar completo de 22 años y evaluando otras variables como los diferentes tipos de radiación ultravioleta. Como parte de las actividades que está impulsando el MEM, en materia de energía solar se coordina con entidades cooperantes en: El desarrollo de proyectos fotovoltaicos de uso domiciliar en áreas aisladas. El desarrollo de proyecto piloto conectado a la red eléctrica. Estudios que permitan evaluar aspectos técnicos, económicos, normativos sobre el uso de sistemas FV de mayor escala. Aplicación de sistemas solares térmicos para la reducción del consumo de combustible fósil en diferentes sectores productivos. [30]

31 2.5 Biomasa Nicaragua se caracteriza por tener fuentes ricas y diversas de biomasa con alto potencial energético. Los desechos y los productos secundarios de la producción agrícola y forestal son fuentes importantes de combustibles potenciales, y actualmente se están aprovechando tales desechos en dos ingenios azucareros en Nicaragua. El Ingenio Monterrosa y el Ingenio San Antonio suministran aproximadamente 30 MW cada uno al sistema interconectado, con la combustión de bagazo (un producto secundario de la producción de azúcar), y del eucalipto cosechado específicamente para la producción de vapor y la generación de electricidad. El MEM y la Agencia de Cooperación Brasileña (ACB) han estimado que la cantidad de biomasa que está disponible tiene un potencial de aproximadamente 700 MW en el corto plazo (ver Tabla 10) y en el largo plazo existen expectativas de ser muy superior como resultado de la sostenibilidad del recurso. Tabla 9: Potencial Dendroelectricidad a Mediano Plazo Fuente: MEM y ACB [31]

32 Todas las localizaciones de industrias dendroeléctricas recomendadas en este estudio están próximas de subestaciones de 230, 138 y 69 kv ya existentes en Nicaragua. Con el crecimiento de las potencias en cada localización algunas de las líneas de transmisión y subestaciones necesitarían ser convertidas de 69 kv para 138 kv. No se anticipa grandes costos adicionales referentes a líneas de transmisión y subestaciones. Adicionalmente el MEM espera impulsar proyectos tanto en el uso de la Bioenergía para la generación de electricidad así como acciones encaminadas a mejorar la eficiencia energética en el consumo final de la leña con la colaboración de otras entidades tales como INAFOR, MARENA, entre otras. 2.6 Incentivos Los incentivos creados para fomentar la inversión en energía renovable se han consolidado en la Ley para la promoción de generación eléctrica con fuentes renovables (Ley 532). Para los proyectos que utilizan recursos hidroeléctricos, geotérmicos, eólicos, solares o biomasa, esta ley establece los incentivos fiscales siguientes: 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 SIN. 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 SIN. 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, durante este mismo periodo estarán exentos del pago del IR los ingresos derivados por venta de bonos de dióxido de carbono. 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. 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. Exoneración del Impuesto de Timbres Fiscales (ITF) que pueda causar la construcción u operación del proyecto o ampliación por un período de 10 años. [32]

33 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. El INE tiene las facultades de imponer las cantidades mínimas. Los precios en el mercado de ocasión para la energía renovable se han fijado en una banda entre US$75 a U$85 por MWh sujeta a modificación por parte del MEM e INE. Además, de acuerdo con la Ley (No. 647) de Reformas y Adiciones a la Ley No. 217: "Ley General del Medio Ambiente y los Recursos Naturales, se exonerará de impuestos de importación a los equipos y maquinarias conceptualizados como tecnología limpia en su uso, previa certificación del Ministerio del Ambiente y de los Recursos Naturales (MARENA). 2.7 Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) El protocolo de Kyoto es un acuerdo internacional bajo la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático. La característica más relevante de este protocolo es que, por un lado, establece metas vinculantes de reducción de las emisiones de los gases de efectos invernaderos (GEI) para 37 países industrializados y la Unión Europea en un porcentaje aproximado de un 5%, dentro del periodo de 2008 al 2012, en comparación a las emisiones al año Por otro, a través del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) permite a desarrolladores de proyectos públicos o privados generar y vender reducciones de emisiones certificadas de los proyectos incluyendo proyectos de energías renovables en los países en vía de desarrollo que reducen emisiones de GEI. A escala Centroamericana, Nicaragua cuenta con un potencial alto de mitigación del cambio climático, lo que representa una oportunidad para el país de beneficiarse de transferencias de tecnologías & conocimiento y de un apalancamiento financiero para los inversionistas. Nicaragua tiene una visión clara de la responsabilidad común pero diferenciada adquirida en la ratificación del protocolo de Kyoto, apoyando y diseñando así estrategias efectivas y eficientes en pro de la explotación adecuada y propicia de los recursos naturales del país. Para mayor información, dirigirse a la Guía Ambiental del Inversionista de MARENA y la Guía Fácil de Inversión en Energía Limpia con Créditos de Carbono de la ONDL. [33]

34 3 MARCO INSTITUCIONAL [34]

35 3.1 Ministerio de Energía y Minas (MEM) El MEM rector del sector energético, es una Institución que tiene entre otras responsabilidades el 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. Las funciones generales son: 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. 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. 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. 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 Concesión. 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. 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. Dirigir el funcionamiento y administración de las empresas del Estado que operan en el sector energético. Promover relaciones con las entidades financieras y el sector privado para evaluar las fuentes de financiamiento accesibles y proponer estrategias de financiamiento en el [35]

36 sector energético, geológico energético e hidrocarburos, tanto en las inversiones públicas como en las privadas. Administrar y reglamentar el Fondo para el Desarrollo de la Industria Eléctrica Nacional (FODIEN). Impulsar las políticas y estrategias que permitan el uso de fuentes alternas de energía para la generación de electricidad. 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. Elaborar y proponer anteproyectos de ley, decretos, reglamentos, resoluciones relacionados con el sector energía, hidrocarburos y recursos geológicos energéticos y aprobar su normativa interna. 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 (CNE). El MEM, 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. 3.2 Instituto Nicaragüense de Energía (INE) El INE, ente regulador y fiscalizador del sector energía, tiene como objetivo principal para el subsector eléctrico, el promover la competencia, a fin de propiciar a mediano plazo, costos menores y mejor calidad del servicio al consumidor, asegurando la suficiencia financiera a los agentes del mercado; así también: Fiscalizar el cumplimiento de normas y regulaciones tendientes a aprovechar la energía en una forma racional y eficiente. Velar por los derechos de los consumidores de energía eléctrica. Aprobar y controlar las tarifas de ventas al consumidor final y servicios conexos (peajes). Proponer al MEM para su aprobación, las normas y regulaciones técnicas sobre la generación, transmisión, distribución y uso de energía eléctrica. Prevenir y adoptar las medidas necesarias para impedir prácticas restrictivas de la competencia. Aplicar sanciones en los casos previstos por las Leyes y Normativas. Resolver controversias entre los agentes económicos que participan en la industria eléctrica. [36]