ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE UNA PERSPECTIVA NACIONAL. SETIEMBRE 2014

Transcripción

1 ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE UNA PERSPECTIVA NACIONAL. SETIEMBRE 2014 Contenido INTRODUCCIÓN... 1 ESTADÍSTICAS GENERALES DEL MER... 1 EVOLUCIÓN... 2 COMPORTAMIENTO POR PAÍS... 3 GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL... 5 COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIÓN TÉRMICA... 7 COSTA RICA EN EL MER... 8 IMPORTACIONES... 9 ANÁLISIS DEL PRECIO DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL ICE... 9 ANÁLISIS CANTIDAD DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL CENCE EXPORTACIONES PLANTAS COMPETITIVAS PARA LA EXPORTACIÓN ANÁLISIS DE EXPORTACIONES GENERACIÓN NACIONAL BENEFICIO ECONÓMICO DE CR EN EL MER PRINCIPALES CONCLUSIONES NOTA Introducción Por ello, la Intendencia de Energía da seguimiento a la interacción del ICE con ese mercado, con el propósito de obtener el máximo beneficio posible, en términos de costo, satisfacción de la demanda y estabilidad del sistema eléctrico. Las fuentes de los datos utilizadas en este boletín son: 1. Ente Operador Regional EOR, a través de la página web: 2. Centro Nacional de Control de Energía CENCE, a través de la página web: encemain.jsf No debe perderse de vista que toda operación de un sistema eléctrico posee cierto grado de incertidumbre, por el comportamiento aleatorio de las fuentes de generación nacional, que depende altamente del clima. En este boletín se realiza un análisis comparativo entre el mes de setiembre del 2013 y 2014; con el propósito de comparar el comportamiento del ICE en periodos con la misma estacionalidad. Además para analizar los cambios de mayor relevancia, en cuanto a la importación y exportación, producción térmica, etc. El presente boletín, elaborado como parte de la labor de fiscalización técnica que realiza la Intendencia de Energía (IE) de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, pretende informar sobre el comportamiento de Costa Rica (a través del ICE) en el Mercado Eléctrico Regional (MER). El MER es un esfuerzo entre las repúblicas de Guatemala, Honduras, El Salvador, Nicaragua, Costa Rica y Panamá para la creación y desarrollo de un mercado eléctrico regional competitivo, el cual cuenta con instrumentos de intercambio de energía a través de los mercados de Oportunidad Regional (MOR) y de Contrato Regional (MCR). Dado lo anterior, el MER brinda oportunidades para que Costa Rica pueda comprar y vender energía a precios favorables que incidan directamente en la tarifa eléctrica nacional. Estadísticas generales del MER A continuación se exponen los resultados obtenidos para el mes de setiembre 2014 y se comparan con su similar en el año anterior (setiembre 2013). Este apartado está segregado en dos partes: Evolución para analizar el comportamiento general de variables importantes como cantidad de energía transada y precios en el MER; y Comportamiento por país que focalizará el actuar de cada uno de los países integrantes de este mercado. 1

2 Evolución Los principales cambios con respecto a setiembre 2013, son: Gráfico N. 1 Cantidad de energía transada en el MER, setiembre 2013 y setiembre (Datos en MWh) 1. La cantidad de energía transada en el MER aumentó un 12% pasando de MWh a MWh (ver gráfico N. 1). 2. La participación en el MOR aumentó en 22 puntos porcentuales, sin embargo el MCR sigue prevaleciendo con un 72% de las transacciones en el mercado (ver gráfico N. 2). 3. El precio promedio de venta 1 en el MOR aumentó en $10/MWh y el de compra aumentó en $14/MWh (ver gráfico N. 3). Gráfico N. 2 Participación relativa por tipo de mercado, setiembre 2013 y setiembre No incluye costos de transmisión. 2

3 Gráfico N. 3 Precio promedio de compra y venta de energía en el MOR, setiembre 2013 y setiembre (Datos en $/MWh) ocupaba El Salvador con un 66% (ver gráfico N. 4). 2. Todos los países aumentaron su participación en el MOR, siendo Costa Rica el país que apuesta en mayor medida por este mercado (ver gráfico N. 6). 3. Los precios promedio de venta que casaron los países aumentaron con respecto a setiembre 2013,a excepción de El Salvador, principalmente en Guatemala con un aumento de $11/MWh, pasando de $139/MWh a $150/MWh (ver gráfico N. 7). 4. El precio promedio de compra sufrió una fuerte reducción en Nicaragua (de $113/MWh a $84/MWh), y se da un único aumento en el caso de Honduras pasando de $160/MWh a $163/MWh (ver gráfico N. 8). Gráfico N. 4 Participación por tipo de transacción realizada por país en el MER, setiembre 2013 y setiembre Comportamiento por país Esta sección identifica las principales características de mercado por país en el MER y los precios transados. Los principales hallazgos para los países con respecto a setiembre 2013 son: 1. El gran vendedor es Guatemala, seguido con un amplio margen por El Salvador (76% y 15% de participación respectivamente). Los mayores compradores son Honduras y El Salvador con 62% y 35% respectivamente, sin embargo en setiembre 2013 el primer lugar lo 3

4 Gráfico N. 5 Comparación por tipo de transacción según país en setiembre 2013 y setiembre (Datos en MWh) Gráfico N. 7 Precio promedio de venta 2 en el MOR por MWh según país, setiembre 2013 y setiembre (Datos en $/MWh) Gráfico N. 6 Participación porcentual por tipo de mercado según país, setiembre 2013 y setiembre Gráfico N. 8 Precio promedio de compra en el MOR por MWh según país, setiembre 2013 y setiembre (Datos en $/MWh) 4

5 Generalidades del Sistema Eléctrico Nacional Al analizar los datos para los meses de setiembre 2013 y setiembre 2014, se obtienen resultados que evidencian comportamientos similares a los observados en los boletines anteriores, por ejemplo un incremento en la generación hidroeléctrica y eólica, continúa presentándose el hecho de que para el 2014 se generó menos con energía térmica, y se incrementó la generación geotérmica contrario a lo mostrado en el boletín de agosto (ver boletín de agosto). A nivel porcentual se encontró que la participación de la generación eólica en el parque energético nacional, es 4 veces su valor con respecto al mes de setiembre de 2013, el cual similarmente a lo presentado en el boletín de agosto (ver boletín de agosto) se debe a la participación del Proyecto Eólico Chiripa, cuyos efectos comenzaron a verse reflejados desde julio de 2014 (ver boletín de julio). Con respecto a la generación hidroeléctrica se notó nuevamente un incremento sin embargo para el mes en estudio no resulta tan importante como en los meses previos, pues únicamente creció 1,1%; tal como se verifica posteriormente en el cuadro 2, las plantas a filo de agua son responsables de un incremento de producción de 17 GWh, y el complejo ARDESA de 38 GWh, mientras que las plantas con Embalse de Regulación Semanal, disminuyeron su producción en 48 GWh Un dato interesante que se puede observar también en el cuadro 1 es que se nota un leve crecimiento en la demanda de un 1,3%, mientras que las importaciones a pesar de ser muy pequeñas (0,4GWh) presentaron un incremento porcentual del 81% 2 con respecto al mismo mes del 2013, mientras que las exportaciones se incrementaron en casi 14 veces con respecto a setiembre del 2013 pasando de 0,2GWh a 2,7GWh. La energía geotérmica por su parte, presentó un crecimiento del 6,4%, lo que en términos de energía significó un incremento de casi 8GWh, siendo la planta Miravalles III, la que presentó un crecimiento en su producción, tal como se puede apreciar en el gráfico 12. Cuadro N. 1 Variabilidad de la producción por fuente en setiembre 2013 y setiembre 2014 En el gráfico 9, se puede observar que del total de energía generada en el mes de setiembre para cada año en estudio se da un decremento porcentual de la participación de la generación hidroeléctrica de 0,4 puntos porcentuales, al mismo tiempo se ve el decremento de la energía térmica en casi un 3% de la generación total del periodo en estudio; al mismo tiempo, se nota el aumento de la participación de la generación eólica, pasando de representar un 0,8% del total de la energía generada en setiembre del 2013, a 3,4% en setiembre del 2014 y se muestra también como la energía geotérmica pasa a representar un 0,7% más en setiembre del 2014 comparado con el mismo mes del año anterior. 2 Los valores presentados en la tabla se encuentran redondeados a un decimal. 5

6 Gráfico N. 9 Peso relativo por fuente primaria en la generación nacional Fuente: Datos CENCE, IE Similar al boletín de agosto (ver Boletín de agosto) se realizó un estudio específico para determinar el comportamiento de las plantas de generacion eólica. En el gráfico 10 se muestra la participación relativa por parque eólico. Gráfico N. 10 Participación relativa por planta en la generación eólica, setiembre 2013 y setiembre 2014 aprovechamiento del recurso eólico ha sido mucho mayor en el 2014 con respecto al 2013, en todos los parques de generación. Además, se nota como la planta eólica Chiripa se ha convertido en el principal generador de electricidad a partir del recurso en cuestión, de manera que el Proyecto Eólico Guanacaste (PEG) pasó de ser el de mayor peso, representando en 2013 el 42% del total de energía producida a partir del viento, a un 23% en 2014, a pesar de que aumentó nominalmente la generación de ésta en más del doble. La planta Chiripa, entonces viene a ser el 42% en 2014 de la generación eólica nacional. Por su parte, la generación hidroeléctrica cuyo incremento fue cercano al 1% entre setiembre de ambos años, resulta de interés pues ese porcentaje representa 7,2 GWh en términos absolutos que, comparativamente, es casi el valor del incremento en la energía geotérmica en los meses en cuestión. Dividiendo los tipos de hidroeléctrica, igual que en el boletín de agosto (ver boletín de agosto para más información), se puede subdividir la energía hidroeléctrica de acuerdo con la capacidad o uso de los embalses respectivos en: a. ARDESA b. Embalse Semanal c. Filo de Agua En el cuadro 2 que se presenta a continuación, se puede ver la participación por tipo de hidroeléctrica para el total generado por esta fuente. Cuadro N. 2 Participación por tipo de hidroeléctrica en la generación nacional Fuente: Datos CENCE, IE El gráfico 10, muestra un comportamiento que se ha venido presentando en el país y que ha quedado evidenciado en los boletines mensuales de la Intendencia de Energía; en el que se nota que el 6

7 A partir del cuadro 2, se puede inferir que el complejo ARDESA y las plantas a Filo de Agua, fueron las fuentes más importantes en el crecimiento de la producción hidroeléctrica. ARDESA incrementando su generación en 38GWh, siendo esto un crecimiento del 58,4% mientras que las plantas a filo de agua presentaron un crecimiento de más de 17GWh, lo que significó un total de 4,6% de variación interanual, todo lo anterior frente a los embalses de regulación semanal, cuya producción decreció en 48GWh, lo que sumado a los cambios descritos en este apartado, generó un crecimiento real en la generación de más 7 GWh. En el gráfico 11 se muestra lo anterior. Gráfico N. 11 Participación relativa por tipo de generación hidroeléctrica, setiembre 2013 y setiembre 2014 Gráfico N. 12 Participación relativa por planta de generación geotérmica, setiembre 2013 y setiembre 2014 Fuente: Datos CENCE, IE Según el gráfico anterior y como se mencionó anteriormente, si bien se aprecia que tanto Miravalles I y II aumentaron su producción, la que más varió fue Miravalles III que pasó de una producción aproximada de 13 GWh a 20 MWh. Comportamiento de la generación térmica Fuente: Datos CENCE, IE Es también interesante analizar la generación geotérmica, dado que su crecimiento interanual fue de casi 8GWh, lo que representó un incremento de más del 6% del total de producción geotérmico. En el gráfico 12 se observa la contribución por planta. Con respecto a la variación de la generación térmica, debido al fuerte decrecimiento que se mencionó arriba, resulta de interés para esta Intendencia, verificar el porcentaje de generación de las plantas térmicas caras y las menos caras para el total generado para el mesen estudio. En el gráfico 13 se presentan los resultados obtenidos. 7

8 Gráfico N. 13 Participación relativa por tipo de fuente térmica, setiembre 2013 y setiembre Gráfico N. 14 Participación porcentual por planta en la producción térmica, setiembre 2013 y setiembre Fuente: Datos CENCE, IE Se nota entonces que a pesar de que hubo una reducción substancial en la generación térmica, en términos porcentuales (con respecto al total de cada año por separado), la generación con fuentes caras se incrementó en términos relativos pasando de ser el 1 % en el 2013 a ser el 5% del total del Lo anterior se puede ver a diversos motivos como indisponibilidades de unidades de generación en las horas de máxima demanda, indisponibilidades de las líneas de transmisión, o diferentes variaciones en la demanda máxima diaria, sin embargo el porqué de este comportamiento se sale de los objetivos de éste boletín, queda sin embargo su revisión a futuro para determinar la causa raíz de éste comportamiento. En el gráfico 14, se puede observar la participación por planta térmica, donde se nota que en ambos meses, la planta de Garabito fue predominante, lo que es concordante en términos de eficiencia y costo de generación así como un buen manejo del parque térmico, también se evidencia el crecimiento en la utilización de Guápiles, Moín III (Moín Gas) y Moín II. Fuente: Datos CENCE, IE Costa Rica en el MER A continuación se focaliza el comportamiento de Costa Rica en el MER en cuando a cantidad de MWh transados 1. En setiembre del presente año es un escenario muy diferente con respecto al del 2013, dado que Costa Rica aumentó la cantidad vendida en 1 039%, pasando de 240 MWh a MWh. Además estás se vendieron vía MOR (ver gráfico N. 14). 2. En relación a las compras, aumentaron en un 81% a pesar de que en términos cuantitativos apenas representa 410 MWh. Es importante destacar que estas se transaron en su totalidad vía MCR (ver gráfico N. 14). 3. El MOR fue el principal mercado utilizado por el ICE para transar en el MER, de hecho presentó un aumento de 26 puntos porcentuales (ver gráfico N. 15). 8

9 Gráfico N. 15 Compras y venta de energía en el MER realizadas por Costa Rica, según tipo de mercado. Setiembre 2013 y setiembre 2014 (Datos en MWh) Importaciones A continuación se analiza el comportamiento de las importaciones realizadas por el ICE, para ello se realiza un análisis en cuanto a la cantidad, y precio ofertado de compra, además de las pérdidas de oportunidades cuando no ofertó comprar. Análisis del precio de las ofertas de compra de energía en el MER por parte del ICE Este análisis pretende verificar si los precios que ofertaron para la venta los demás países de la región fueron inferiores al costo marginal del sistema eléctrico nacional (expresión 1.1), mediante el precio mínimo de todas las ofertas de venta realizadas en el MOR para cada hora estudiada. A este precio mínimo se le sumó el costo variable de transmisión (CVT) promedio 3, lo anterior se expresa en la ecuación 1.2. P < CMg (1.1) Gráfico N. 16 Participación porcentual de las transacciones de Costa Rica según tipo de mercado, setiembre 2013 y setiembre Donde: P = Pmin + CVTme (1.2) P: precio mínimo a comparar con el costo marginal del sistema. CMg: costo marginal del sistema eléctrico. 3 El modelo del EOR calcula un CVT para cada hora el cual puede presentar mucha variabilidad, sin embargo, no es posible obtener este para cada hora de una manera verificable. Así las cosas debido a la complejidad del método, se decide utilizar el CVT promedio de los contratos realizados por el ICE, obtenido de las compras en el MCR realizadas por ese Instituto en el periodo de estudio, sin embargo los datos tomados del Ente Operador Regional no revelan el dato real para este mes debido a un ajuste de transacciones, por lo que se tomó el último dato disponible siendo derivado de los contratos de junio del presente año ($53/MWh). 9

10 Pmin: precio mínimo promedio de las ofertas de venta realizadas por los demás agentes de la región en el mercado de oportunidad, para cada día y cada hora analizada. Diagrama N. 1 Comportamiento de las decisiones del CENCE por medio de análisis precio, setiembre CVTme: costo variable de transmisión promedio de los contratos realizados por el ICE con otras empresas de la región para el periodo de estudio. 1. Determinación de posibles pérdidas de oportunidad de compra: Ahora bien, según la expresión 1.1 si el ICE no realizó ofertas al ser el precio mínimo a comparar menor que el CMg, entonces desaprovechó una oportunidad de compra, en donde pudo importar a un menor costo para sustituir la generación térmica. Para el mes de setiembre 2014 el CENCE tuvo pérdidas de oportunidad de compra en 6 horas de las 94 no ofertadas. 2. Determinación de la cantidad de posibles pérdidas de oportunidad de compra debido a los precios ofertados Para determinar la cantidad de posibles pérdidas de oportunidad debidas al precio de compra ofertado se verifica si el precio ofertado máximo (Po), es menor al precio ex ante de compra, el cual a su vez es menor al CMg. Lo anterior se puede expresar de la siguiente forma: Donde, Po< Pex <CMg (1.3) Po: precio máximo ofertado en las ofertas realizadas por el ICE para cada hora. Pex: precio ex-ante máximo de las ofertas nodales realizadas por Costa Rica, para cada hora. Para el mes de setiembre 2014, el ICE ofertó en 626 de las cuales en 131 de ellas tuvo posibilidad de mejora vía precio (Ver diagrama N. 1). Análisis cantidad de las ofertas de compra de energía en el MER por parte del CENCE Para determinar si el ICE realizó buenas ofertas en el MOR por concepto de la cantidad de MWh ofertados por hora, se utilizó el siguiente supuesto: El ICE realizó una cantidad inadecuada de ofertas de compra en el MOR, cuando se cumple la desigualdad 1.4, tal como sigue: Donde: Fuente: Intendencia de Energía, EOR y CENCE (Qo) < (Qr) < (Qt) (1.4) Qo: cantidad de energía ofertada por el CENCE. Qo: cantidad ofertada en el MOR + compras en MCR. Qr: cantidad de energía requerida por el CENCE. La cual se obtiene de la cantidad de energía predespachada 4 en las plantas térmicas más caras. 4 La cantidad de energía predespachada con las 4 plantas térmicas caras se obtiene del prenac del CENCE, el cual no incluye importaciones. 10

11 Qt: máxima capacidad de transmisión de energía desde Guatemala 5 hacia Costa Rica, para cada hora. Las plantas térmicas caras son aquellas cuyo costo variable promedio son mayores al precio máximo de compra casado por el ICE para el mes de estudio entre el precio promedio del MCR 6 y el máximo del MOR (precio de referencia). Para el mes de Setiembre las compras se realizaron únicamente por MCR, por lo que el precio de referencia fue de $250/MWh 7. A continuación el gráfico N. 16 ilustra la división entre las plantas térmicas caras y menos caras en relación al precio que se puede conseguir en el MOR. Gráfico N. 17 Costo variable promedio de energía por planta térmica por orden de mérito económico en comparación con el precio promedio de venta en el MOR. ($/MWh) Dado lo anterior para el mes de Setiembre el ICE no tuvo malas ofertas de compra en cuanto a la cantidad mínima requerida. Exportaciones A continuación se realiza un análisis de las exportaciones por parte del ICE, además de una segregación de las plantas térmicas competitivas por precio para ofrecer su producción en el mercado. Plantas competitivas para la exportación El análisis está centrado en identificar por lo menos las plantas térmicas que son competitivas en el MER para vender su generación, estas serían las que su costo variable promedio sea inferior al precio máximo vendido por el ICE en el mes de estudio, para setiembre el precio de referencia es de $171/MWh, siendo las plantas de Garabito, Orotina y Guápiles las plantas con costos competitivos para vender su generación. Fuente: Intendencia de Energía, EOR y CENCE 5 Considerando que, tal y como se explicó apartados atrás, Guatemala se ha posicionado como el vendedor de la región. 6 Es importante indicar que el Ente Operador Regional sólo dispone del precio promedio por MWh comprado para el MCR y no del precio por MWh para cada transacción, como si ocurre en el MOR. 7 Precio promedio de las compras vías MCR para el mes de setiembre. 11

12 Gráfico N. 18 Costo variable promedio de energía por planta térmica por orden de mérito económico en comparación con el precio promedio de compra en el MOR. ($/MWh) Donde, 1. Costo marginal de Guápiles 8, si el costo marginal del sistema es menor al de esta planta. 2. Costo marginal del sistema, si este es mayor al costo marginal de la planta de Guápiles. Costo marginal ajustado para la hora i Precio de compra ofertado más alto en la región para la hora i. = Fuente: Intendencia de Energía, EOR y CENCE Análisis de exportaciones Para analizar las ofertas de ventas, se considera si el ICE aprovechó las oportunidades del MOR, por medio de los precios de compra ofertados por los agentes del MER, los precios de venta ofertados por el ICE y un costo marginal ajustado del ICE se explicará más adelante-. El análisis se divide en dos partes, 1- para conocer si el ICE debió ofertar vender electricidad en las horas en las que no lo hizo y 2- para conocer si el ICE realizó ofertas de venta con precios adecuados. De la siguiente manera se determinaron los dos casos anteriores: 1- Pérdidas de oportunidad de venta de energía Se determinó que el ICE tuvo una pérdida de oportunidad de venta en el MER, cuando no ofertó vender y el costo marginal ajustado (parque térmico) fue inferior al precio de compra máximo ofertado en la región menos un costo variable de transmisión. i=[00, 23] De 264 horas que el ICE no ofertó vender en setiembre 2014, no tuvo pérdidas de oportunidad de venta (Ver Diagrama N. 2). 2- Posibilidad de mejora en ofertas de venta vía precio De conformidad con el análisis de precio ofertado, se considera que el ICE tuvo posibilidad de mejora en ofertas de venta, cuando realizó una oferta y no fue casada, y a la vez el costo marginal ajustado fue inferior al precio promedio ex ante, de la siguiente manera: 8 Para definir el costo marginal ajustado se toma como base la planta de Guápiles dado que se espera que cuando el costo marginal del sistema sea menor a éste, el ICE oferte vender al menos la producción de Guápiles dado que es la última opción que dispone el ICE según el análisis del gráfico N. 16, además de dar espacio a las otras plantas térmicas menos caras (Garabito y Orotina) como generación de reserva ante desviaciones inesperadas. 12

13 Gráfico N. 19 Curva generación nacional prenac por tipo de fuente para setiembre 2014 =Precio promedio ex ante de todas las ofertas de venta del ICE en la hora i. Para el mes de setiembre 2014, se comprobó que de 394 horas que el ICE ofertó vender y no casó, tuvo oportunidad de mejorar las ofertas de venta vía precio, en 97 horas (Ver Diagrama N. 2). Diagrama N. 2 Comportamiento de las decisiones de exportación del ICE por medio de análisis precio, setiembre 2014 Gráfico N. 20 Curva generación nacional predespacho por tipo de fuente para setiembre 2014 Fuente: Intendencia de Energía, EOR y CENCE Generación Nacional Este apartado muestra la generación nacional de manera horaria y por tipo de fuente de energía para el mes de setiembre

14 Gráfico N. 21Curva generación nacional posdespacho por tipo de fuente para setiembre 2014 Los gráficos anteriores muestran la participación en la atención de la demanda nacional por tipo de fuente energética. En lo que respecta al gráfico N 19; curva Prenac es apreciable que se estimaba poca energía eólica y la necesidad de utilizar tanto energía térmica proveniente de plantas de generación de alto costo (franja roja) como de aquellas de menor costo (franja naranja), lo anterior refleja la necesidad de buscar energía en el MER con el fin de sustituir, al menos, la mayor cantidad de energía térmica cara. El resultado de la utilización del MER se aprecia en el gráfico N 20 donde es apreciable que la franja que representa la energía térmica cara ha disminuido, esto representó una disminución del 59%. Así mismo, es menos apreciable en el grafico pero la energía térmica menos cara también presentó una disminución, siendo esta del 8%. Es importante aclarar que las exportaciones de energía que se aprecian en el gráfico corresponden al mercado de contrato, es decir era energía previamente negociada, por lo tanto no existe inconsistencia entre la exportación realizada y la utilización de térmico en la misma hora; además dado que las curvas de generación presentadas son un acumulado diario, no necesariamente coincide el o los días de la exportación con los días en lo cales se utilizó térmico. Finalmente la curva real de generación (post despacho, gráfico N 21), muestra que para setiembre se presentó más energía eólica de la estimada, el aumento fue de 14,1%, así mismo se presentaron aumentos en geotermia con 4,3%, filo-ice con 13% y Otras fuentes con 9,6%; esto contribuye a que se presentaran disminución en la energía térmica menos cara con un 28,8% menos, lo cual es apreciable en la gráfica; a pesar de esto la energía térmica cara presentó un aumento de 0,55 GWh. En setiembre se presentaron un total de 135 indisponibilidades de generación, el gráfico N 22 muestra la fuente afectada y el tipo de indisponibilidad presentada para cada fuente. Resalta que del total de indisponibilidades el 66% correspondió al tipo forzada lo cual representó una diminución de 6 puntos porcentuales con respecto a lo presentado para agosto. En términos energéticos, para este mes se obtuvo un comportamiento similar ya que, tal como lo muestra el gráfico N 23, la energía dejada de percibir fue para ambos casos de los alrededores de 11 GWh. Gráfico N. 22 Indisponibilidades de generación por tipo de fuente durante setiembre

15 Gráfico N. 23 Energía indisponible por tipo de indisponibilidad durante setiembre 2014 Gráfico N. 25 Nivel real del embalse de Arenal al 31 de setiembre de 2014 comparado con los niveles reales del embalse durante los años 2012 y 2013 Durante setiembre el nivel del embalse de Arenal comenzó a aumentar hasta llegar al 30 de setiembre con un nivel de 538,4 msnm. Como se ha comentado de manera reiterada en los boletines, el embalse de Arenal posee gran importancia para el país debido a que el agua almacenada permite pasar los meses de verano, en los cuales la generación hidroeléctrica disminuye a causa de las pocas lluvias que se presentan, con una menor utilización de energía térmica, cuyo costo es elevado, y sin llegar a tener razonamientos en el suministro eléctrico como ha sucedido en otros países de la región. Gráfico N. 24 Nivel de embalse de Arenal al 31 setiembre 2014 comparado con los niveles estimados ante diferentes hidrologías. La gráfica N 24 muestra el nivel real del embalse en comparación con distintos niveles óptimos tomados de la programación anual que se realiza tomando en cuenta diferentes escenarios hidrológicos que se puedan presentar durante el año. Estos niveles se obtiene mediante un software de simulación que toma en cuenta un horizonte de hasta 5 años. En comparación con los niveles propuestos, es apreciable que la hidrología presentada durante la segunda mitad del año en especial (época lluviosa) ha ocasionado que se pueda almacenar más agua del nivel indicado por el programa en el embalse de Arenal, actualmente el nivel real se encuentra aproximadamente 1,5 m por encima del nivel que presenta la curva óptima ante una hidrología superior (alta). La gráfica N 25, presenta el nivel real del embalse durante los últimos 2 años y el año cursante; así mismo indica cuales son las cotas máxima y mínima del embalse de Arenal. En esta grafica se aprecia que durante los primeros 3 meses del 2014 el embalse se comportó de manera similar a lo presentado durante el 2013; sin embargo a partir de junio presenta aumentos constantes los cuales provocaron que para el mes de julio el nivel del embalse fuera incluso superior al presentado en el año El crecimiento presentado en el embalse durante setiembre fue de 0,6 msnm. 15

16 Beneficio económico de CR en el MER Con el fin de monetizar el impacto de la incorporación de Costa Rica en el MER se procede a la estimación del ahorro en el mes de setiembre, para lo anterior se parte del siguiente supuesto. Lo importado sustituirá la energía requerida por las plantas térmicas más caras bajo el principio económico, es decir la sustitución empieza por Barranca, San Antonio, Moín II, Moín III, siempre y cuando estén presentes en el prenac del día respectivo (predespacho que no toma en cuenta importaciones ni exportaciones). Para estimar el ahorro, se calcula el valor de lo sustituido a costos de las plantas térmicas caras, menos lo que costó comprarla en el MER. En el caso de exportación, se tomó el costo marginal promedio diario mostrado en el prenac para la hora y día en que se exportó, con el fin de estimar el costo de la exportación. La ganancia por exportación es la diferencia entre lo recibido por la venta, menos el costo de exportación antes indicado. Es así como se obtiene el Beneficio en el MER como la suma del ahorro vía importación, más la ganancia por exportación. Por lo tanto el beneficio económico de C.R. dentro del MER para el mes de setiembre, fue de un beneficio estimado aproximado de $ Tabla N. 1 Desglose del ahorro y ganancia en setiembre 2014 por parte del ICE TOTAL MWh A SUSTITUIR 4188 IMPORTACIONES ( Casado) 410 MWh Casado en MCR 410 Costo en MCR ($) Costo Produccion Nacional (MCR) ($) Ahoro vía MCR ($) MWH Casado en MOR Costo en MOR ($) Costo Produccion Nacional (MOR) ($) Ahoro vía MOR ($) Ahorro Total con Importaciones ($) DE LO NO CASADO 3778 Ahorro Potencial ($) Gasto No Cazado para País ($) Gasto Potencia No cazado en MER ($) EXPORTACIONES 2734 Costo Exportación ($) Venta de lo exportado ($) Ganancia vía exportación ($) Beneficio Total MER ($) Fuente: Intendencia de Energía, EOR y CENCE Principales conclusiones En términos generales, se destacan los siguientes puntos: 1. Guatemala continúa siendo el gran vendedor en el MER, y Honduras el gran comprador. 2. La cantidad de energía transada sigue en aumento. 3. Los precios aumentaron según setiembre 2013 aproximadamente en un 12% 4. Costa Rica se configuró en setiembre de 2014 como un país exportador neto. 16

17 5. Para el mes de setiembre el ICE obtuvo beneficio estimado en el MER por $ La fuente de mayor crecimiento interanual es la eólica, siendo casi un 360% superior. 7. El Proyecto Eólico Chiripa, es el principal parque de generación eléctrica con viento del país, siendo el responsable del 42% de este tipo de energía. 8. Las exportaciones crecieron más de 10 veces con respecto a setiembre del El porcentaje de uso de fuente térmica, con respecto al total generado para cada mes, se redujo en un 3%. 10. La energía hidroeléctrica aumentó su producción en un 1.1%, principalmente por la influencia de una mayor participación del complejo ARDESA. 11. El incremento en la planta Miravalles III, es el principal contribuyente en el incremento de la generación geotérmica, el cual fue superior en 7.7GWh con respecto al A pesar de la reducción de la utilización de la fuente térmica, el uso de plantas caras creció en 4 puntos porcentuales en su participación mensual, visto interanualmente, las plantas que más participaron en este incremento. Nota La Intendencia de Energía de la Autoridad Reguladora continuará realizando boletines mensuales con el seguimiento de la información contenida en éste y con información que considere relevante sobre el MER y desempeño nacional en el mismo, los cuales estarán disponibles en la página web 17